Webcast 1T10

11

Teleconferência / Webcast

Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores18 de maio de 2010

Divulgação de Resultados1º trimestre de 2010

(legislação societária)

22

As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos ou não pela 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.

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.

Aviso aos Investidores Norte- Americanos:

AVISOAVISO

33

o EBITDA atinge R$ 15,1 bilhões crescendo 5% no comparativo 1T10 vs 4T09. Lucro Líquido aumentou 4% em relação ao 4T09, alcançando R$ 7,7 bilhões

o Crescimento na produção com recorde diário de 2.084 mil bpd em abril

o Investimentos no trimestre totalizaram R$ 17.753 milhões

o Início do Teste de Longa Duração das áreas de Tiro e Sídon, na Bacia de Santos (03/2010)

o Descoberta de petróleo no pós-sal e pré-sal no campo de Barracuda (Bacia de Campos - 02/2010) e de óleo leve no campo de Piranema (Bacia de Sergipe - 03/2010)

o Aprovação pelo Conselho de Administração de faixa de CAPEX para o Plano de Negócios 2010-2014 de US$ 200-220 bilhões (03/2010) e do processo de capitalização da Companhia até julho/2010

DESTAQUES:DESTAQUES:Principais acontecimentos no 1T10Principais acontecimentos no 1T10

4

2.302

221 245

2.261

Nacional Internacional

1.952 1.985

309 317

Petróleo e LGN Gás Natural

Produção NacionalProdução Total

1T09 1T10

+3%

Mil

boed

1T09

+2%

PRODUPRODUÇÇÃO NACIONAL E INTERNACIONAL 1T10 ÃO NACIONAL E INTERNACIONAL 1T10 vsvs 1T09:1T09:Seguem trajetSeguem trajetóória sustentada de crescimentoria sustentada de crescimento

2.482 2.547

1T10

2.261 2.302

o Incremento de 2% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção das plataformas P-51, P-53, FPSO-Cidade de Vitória e P-54

o Crescimento de 11% na produção internacional devido ao início na produção dos campos de Akpo e Agbami na Nigéria

4

Recorde de produção mensal de petróleo no Brasil em abril média de 2.033 mil barris por diaDois recordes diários consecutivos nos dias 23 e 24 de abril 2.081 mil e 2.084 mil barris, respectivamente.

5

PRINCIPAIS PROJETOS DE PRINCIPAIS PROJETOS DE E&PE&P EM ANDAMENTO:EM ANDAMENTO:Novos sistemas adicionarão significativa capacidade de produNovos sistemas adicionarão significativa capacidade de produççãoão

5

• Data 1º óleo: 22/03/2010 • Capacidade: 20 mil bpd e tratamento de 475.720 m3 de gás/dia• Volume recuperável estimado: 150 milhões boe

• Lámina d’água: ~250 metros

• Distância da costa: ~210 KM

• Primeiros resultados indicam presença de óleo de boa qualidade (34º API)

Início do Teste de Longa Duração de Tiro e Sídon

SS-11 Atlantic Zephyr operando em Tiro e Sídon

Brasil

Projeto CapacidadeData

Prevista

Uruguá

Tambaú10 milhões de m3/dia

35 mil bpd2T10

Cachalote eBaleia Franca

100 mil bpd3,2 milhões m3/dia

2T10

TLD Guará 30 mil bpd 3T10

Mexilhão 15 milhões de m3/dia 3T10

Piloto de Tupi 100 mil bpd

5 milhões m3/dia4T10

TLD Tupi

Nordeste

30 mil bpd 4T10

Meta de produção 2010: 2.100 mil bpd (+ - 2,5%)

Entrada de novos sistemas

Internacional

Projeto CapacidadeData

Prevista

Cascade‐

Chinook(EUA)

80 mil bpd 2S10

6

PRODUÇÃO 2010

Tupi

Guará

Tupi NETupi Alto

Macunaíma

Guará Norte

FrancoLibra

o Perfurando 5 poços nos blocos licitados na Bacia de Santos – Guará, Guará Norte, Tupi Alto, Tupi NE e Macunaíma.

o Sucesso no aperfeiçoamento da caracterização geológica e redução das incertezas no TLD de Tupi em quase um ano de produção

o Segundo poço estratigráfico sendo perfurado para a ANP (Libra) a 32 km de Franco

Poços em perfuração

Poços ANP

o Carta de intenções para afretamento e operação do FPSO Piloto de Guará assinado em 26/01 pela Petrobras, BG Group e Repsol com o consórcio Schahin/Modec. Esta é a primeira unidade afretada de grande porte a ser convertida com 65% de conteúdo nacional

o 7 novas sondas estão previstas para chegar em 2010

NOVIDADES VINDAS DO PRNOVIDADES VINDAS DO PRÉÉ--SAL:SAL:Novos poNovos poçços em andamento e testes de longa duraos em andamento e testes de longa duraçção reduzem incertezas e ratificam potencial ão reduzem incertezas e ratificam potencial da da áárearea

77

R$/bbl

o Aumento das cotações da commodity e redução do desconto entre óleo leve/pesado beneficiaram o resultado de 1T10

o PMR Petrobras, em Reais, estável, apesar da volatilidade de curto prazo

o Convergência dos preços dos derivados no mercado doméstico e internacional no longo prazo

PREPREÇÇOS DE REALIZAOS DE REALIZAÇÇÃO DE DERIVADOS:ÃO DE DERIVADOS:Estabilidade dos preEstabilidade dos preçços no mercado domos no mercado doméésticostico

7064

101

105

86

48

32

49

73

4455

115121

97

5968

75 76

20

40

60

80

100

120

1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10

Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (US$/bbl)

Média4T09

Média1T10

Média1T09

20

70

120

170

220

dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09 dez/09 mar/10

PMR EUA PMR Petrobras

US$/bbl

148,43135,80122,82

163,59154,82 157,65

8

CUSTO DE EXTRACUSTO DE EXTRAÇÇÃO NO BRASIL:ÃO NO BRASIL:Apesar do aumento da Apesar do aumento da commoditycommodity, custo mant, custo mantéémm--se estse estáávelvel

R$/barril

9,408,727,82 9,02 9,5114,3310,786,87 13,84 15,23

75 7668

5944

1T09 2T09 3T09 4T09 1T10

Custo de Extração Part. Gov. Brent

17,9 1 17,58 16 ,8 4 16 ,51 16 ,9 5

16 ,3 3 2 1,2 8 2 4 ,78 2 6 ,53 2 6 ,8 7

1T0 9 2 T0 9 3 T0 9 4 T0 9 1T10

C usto de Extração P art . Go v.

34,24 38,86 41,62 43,04 43,82

14,69 19,50 22,86 24,74 23,73

US$/barril

o O custo de extração, em dólares, cresceu no comparativo 1T10 vs 1T09 em função dos maiores gastos com pessoal, intervenções e manutenções na Bacia de Campos, e manteve-se estável quando comparado ao 4T09

o O custo de extração em reais, sem Participações Governamentais, apresentou queda de 5% no comparativo 1T10 X 1T09. A apreciação do Real em 22% no período exerceu influência sobre o custo de extração

99

Volume de vendas de derivados no mercado interno foi 15% superior ao do 1T09, devido à:o Aumento de 12% na venda de diesel em razão do crescimento do PIB, do aumento da atividade industrial e

agrícola; e das obras de infra-estruturao Crescimento de 25% na venda de gasolina devido ao aumento da utilização em veículos flex fuel, decorrente da

escassez do etanol no início de 2010, do maior consumo das famílias e da redução do teor de anidroCrescimento das vendas de gás natural puxado pela recuperação da atividade econômica

Gás Natural

DERIVADOS E GDERIVADOS E GÁÁS NATURAL:S NATURAL: RecuperaRecuperaççãoão das das vendasvendas no no mercadomercado internointerno

Mil

barr

is/d

ia

247 257223

1T09 4T09 1T10

+15%

652 782 733

366195

212 203439

509 505

410328

1T09 4T09 1T10Diesel Gasolina GLP Outros

Derivados

1.6141.869 1.851

+15%

10

BALANBALANÇÇA COMERCIAL 1T10 A COMERCIAL 1T10 vsvs 1T09:1T09:Recorde nas exportaRecorde nas exportaçções de ões de óóleoleo

1T09 (mil barris/dia)

o Aumento substancial da importação de gasolina devido à escassez de etanol no mercado

o Crescimento das vendas e das importações de Diesel, QAV e GLP devido a recuperação da economia

o Paradas programadas com destaque para a REPLAN

451 426

140215

Exportação Importação Exportação Líquida

Petróleo Derivados

1T10 (mil barris/dia)

555

274

347

192

Exportação Importação Exportação Líquida

Petróleo Derivados

747621

126100

566666

2.3754.338

2.2255.110

1T09 1T10

Importações Exportações

Volume Financeiro (US$ Milhões)

- US$ 150

+ US$ 772

11

LUCRO OPERACIONAL 1T10 vs 4T09:LUCRO OPERACIONAL 1T10 vs 4T09:Maiores volumes de venda e reduMaiores volumes de venda e reduçção das despesas operacionaisão das despesas operacionais

(R$ MILHÕES)

4T09Lucro Operacional (1)

ReceitaOperacional Líq. CPV

Despesas Operacionais


11*(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos

9.658

2.716 (1.530) 773 11.617

o Aumento da Receita Operacional devido ao aumento dos volumes exportados e preços no mercado doméstico e internacional

o Maior Custo do Produto Vendido em função do maior volume de vendas e dos preços dos produtos importados

o Redução das despesas operacionais, com destaque para menores custos exploratórios e provisão de perdas

o Elevação do lucro operacional em 20% no comparativo 1T10/4T09

12

LUCRO LLUCRO LÍÍQUIDO 1T10 vs 4T09:QUIDO 1T10 vs 4T09:Resultado alavancado pela melhora operacionalResultado alavancado pela melhora operacional

(R$ MILHÕES)

4T09Lucro Líq.

Resultado Financeiro

ImpostosPart. Invest. Lucro Operacional (1)

1T10Lucro Líq.

12*(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos

Lucro atribuível aos não

controladores

7.438

1.959 (812)243 (763)

(339) 7.726

o Resultado Financeiro sofreu efeito negativo de R$ 812 milhões em função das oscilações do câmbio (apreciação de 2% no 4T09 e depreciação do Real de 2% no 1T10) sobre os ativos no exterior e do crescimento do endividamento líquido indexado ao dólar

o Elevação do pagamento de Impostos no 1T10 em função de menor resultado de empresas no exterior não sujeitas à tributação (1T10: R$ 238 milhões; 4T09: R$ 473 milhões) e de maior crédito relativo à JCP no 4T09 (1T10: R$ 597 milhões; 4T09: R$ 955 milhões)

o Recuperação da economia foi fator importante para o melhor desempenho do Lucro Líquido

13

EXPLORAEXPLORAÇÇÃO E PRODUÃO E PRODUÇÇÃO ÃO 1T10 vs 4T09:1T10 vs 4T09:ReduReduçção do ão do spreadspread no no óóleo nacional gera ganhos de margensleo nacional gera ganhos de margens


Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita



Efeito Custo médio no CPV

(R$ MILHÕES)

13

9.0811.573 (765)347 376 448 11.060

*(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos

o Aumento da receita explicado pela redução do spread óleo leve/pesado (4T09: US$ 4,32 ; 1T10: US$ 3,32 )

o Efeito benéfico no CPV em função de redução dos gastos de depreciação/depleção em função de aumento de reservas em final de 2009

o Efeito volume na receita em função do pequeno declínio da produção (- 11 mil bpd)

o Redução dos custos exploratórios e ausência de impairment no 1T10 (4T09: R$ 550 milhões) contribuíram para o aumento do lucro operacional e ganho de margens

Efeito Volume no CPV

14

(R$ MILHÕES)

ABASTECIMENTO ABASTECIMENTO 1T10 vs 4T09:1T10 vs 4T09:Demanda impulsiona vendas do segmentoDemanda impulsiona vendas do segmento

14

2.440

1.379 2.192(2.062) (1.991)

(88) 1.870

*(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos

o Maiores preços de exportação de óleo (+6%, em reais) e de derivados no mercado doméstico (+2%)

o O aumento das exportações de petróleo foi oriundo da maior disponibilidade gerada por paradas programadas em unidades de destilação no 1T-2010, com destaque para a Replan

o As importações de derivados refletem o crescimento da demanda do diesel S-50, em atendimento ao acordo de disponibilização crescente do produto às regiões metropolitanas e da gasolina, devido à escassez de álcool no 1T10


Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita



Efeito Custo médio no CPV

Efeito Volume no CPV

15

GGÁÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÇÃO (ÃO (1T10 vs 4T09)1T10 vs 4T09)Melhora do resultado operacional dos segmentosMelhora do resultado operacional dos segmentos

15

Gás

& e

nerg

iaIn

tern

acio

nal

Dis

trib

uiçã

o

Resultado Operacional:1T10

R$ 558 milhões4T09

R$ 413 milhõesVS.

Resultado Operacional: 1T10R$ 697 milhões

4T09R$ 201 milhões

VS.

Resultado Operacional:1T10

R$ 566 milhões4T09

R$ 563 milhõesVS.

FPSO Campo de Akpo

o Maior demanda industrial e aumento do consumo das famílias impulsionaram vendas de gás natural (+4%) e contratos de energia elétrica (+36%) no 1T10

o Condições hídricas favoráveis contribuíram para a redução do custo de aquisição de energia no curto prazo (PLD) (4T09: R$ 70; 1T10: R$ 45), o que implicou em forte queda do CPV

o Revisões contratuais, melhores preços de venda e menores custos de aquisição explicam, portanto, as significativas ampliações das margens do segmento

o Melhores preços de comercialização de derivados (+7%, em dólar) compensaram os menores volumes de vendas de óleo (11%)

o Forte redução das despesas operacionais no 1T10 em função de despesas sazonais no 4T09 (baixa de poços secos e gastos exploratórios somaram R$ 406 milhões)

o Segmento apresentou melhora operacional significativa tanto em relação ao 4T09 e 1T09

o Ampliação da participação de mercado (4T09: 38,6%; 1T10: 39,5%) com preços médios de venda mais elevados

o Redução das despesas operacionais não recorrentes no 1T10 (4T09: ACT 2009, promoção de vendas e perdas com títulos incobráveis somaram cerca de R$ 100 milhões)

o Margens estáveis do segmento com melhor resultado absoluto

16

Investimentos 1T09 *R$ 14,4 bilhões

13,5 15,1

1T09 1T10

5,6

6,1

24,710,1

0,05

1,3

1,1

3,8

CAPEX 1T10 CAPEX 1T10 vsvs 1T09:1T09:Efetiva implantaEfetiva implantaçção dos investimentos previstosão dos investimentos previstos

EBITDA (em R$ bilhões)

Investimentos 1T10*R$ 17,8 bilhões

5.4

1.5

7.92.4

0.1

0.5

3.0

1.0

7.42.2

0.1

0.7 E&P

Abastecimento

Gas e Energia

Internacional

Distribuição

Outros

16

+12%o Manutenção da forte geração de caixa possibilita

o incremento dos investimentos da Companhia

o 50% dos investimentos do Abastecimento destinados à melhora da qualidade dos combustíveis, conversão e ampliação das refinarias

* Inclui investimentos em SPEs

1717

EVOLUEVOLUÇÇÃO DO NÃO DO NÍÍVEL DE ENDIVIDAMENTO:VEL DE ENDIVIDAMENTO: ManutenManutençção dos indicadores dentro do não dos indicadores dentro do níível vel óótimo de endividamento da Cia.timo de endividamento da Cia.

R$ Bilhões 31/03/2010 31/12/2009

Endividamento de Curto Prazo 20,7 15,6

Endividamento de Longo Prazo 87,5 85,3

Endividamento Total 108,2 100,9

Disponibilidades 27,0 29,0

Endividamento Líquido 81,2 71,9

Dívida líquida/Ebitda 1.35X 1.21X

US$ Bilhões 30/03/2010 31/12/2009

Endividamento Total 60,8 57,9

26%26% 28% 28% 30% 32%

0,95 0,95 1,00 1,21 1,350,85

-1-0,5

00,5

11,5

22,5

33,5

44,5

55,5

6

4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10-20%-15%-10%-5%

0%5%10%15%20%25%

30%35%40%Endiv. Líq/Cap. Liq Dívida Líquida/Ebitda

Metas da Cia.:- Alavancagem Líquida entre 25% e 35%- Índice Dívida Líquida / EBITIDA máximo de 2,5x

18

1T09 4T09 1T10

Caixa Inicial 16.099 30.310 29.034

Geração Operacional 12.403 13.700 9.676

Investimento (14.427) (19.658) (16.013)

Fluxo de Caixa Líquido (2.024) (5.958) (6.337)

Dividendos Pagos (11) (5.605) (24)

Financiamentos Líquidos 5.610 10.080 4.212

Caixa Final 19.776 29.034 26.951

R$ milhões

o Geração de caixa operacional impactada pelo aumento dos recebíveis, redução dos passivos com imposto e outros itens de capital de giro

o Liquidez permanece alta

18

Brent (US$/bbl) 44 75 76

Taxa de câmbio (R$/US$) 2,32 1,74 1,80

DEMONSTRADEMONSTRAÇÇÃO TRIMESTRAL DO FLUXO DE CAIXA:ÃO TRIMESTRAL DO FLUXO DE CAIXA:Capacidade de endividamento e fluxo de caixa sustentam investimeCapacidade de endividamento e fluxo de caixa sustentam investimentosntos

19

A CAMINHO DA CAPITALIZAA CAMINHO DA CAPITALIZAÇÇÃO:ÃO:Cronograma estimado da CapitalizaCronograma estimado da Capitalizaçção com ou sem Cessão Onerosaão com ou sem Cessão Onerosa

AprovaAprovaçção do ão do Processo de Processo de CapitalizaCapitalizaçção pelo ão pelo Conselho de Conselho de AdministraAdministraçção (CA) e ão (CA) e ConvocaConvocaçção da ão da AssemblAssemblééia Geral ia Geral ExtraordinExtraordináária dos ria dos Acionistas (AGE)Acionistas (AGE)

RealizaRealizaçção da AGEão da AGE

• Conferindo poderes para o CA realizar aumento de capital

OFERTA POFERTA PÚÚBLICA COM PRIORIDADE DE BLICA COM PRIORIDADE DE ALOCAALOCAÇÇÃOÃO

• Início do procedimento de registro da Capitalização nos órgãos reguladores

• Formação de Preço (Bookbuilding)

• Registro da Capitalização na CVM e demais órgãos reguladores

• Liquidação e Integralização

Agosto em dianteMaio Julho

Conclusão da Conclusão da CapitalizaCapitalizaççãoão

Junho

CESSÃO ONEROSA

• Definição do valor do barril, negociado com a União

• Assinatura do Contrato de Cessão, definindo os critérios para a revisão futura, conforme determina o PL

• Pagamento da Cessão Onerosa

2020

Informações:

Relações com Investidores

+55 21 3224-1510

[email protected]

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