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Teleconferência / Webcast

Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

Divulgação de Resultados2º trimestre de 2010 (legislação societária)

17 de agosto de 2010

2

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 àluz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2010 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.

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 InvestidoresNorte-Americanos:

AVISO

3

DESTAQUES DO SEGUNDO TRIMESTRE

o Lucro Líquido cresceu 7%, alcançando R$ 8,3 bilhões

o Novas descobertas de óleo leve no pré-sal na Bacia de Campos. Volume recuperável estimado em 485 milhões de boe;

o Início da produção no pré-sal do Espírito Santo em julho;

o Divulgação do Plano de Negócios 2010-14, com investimentos projetados em US$ 224 bilhões;

o Realização e aprovação com ampla maioria em duas Assembléias Gerais Extraordinárias de:

1. Aumento de capital;

2. metodologia de precificação das LFTs a serem utilizadas no aumento de capital.

4

PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS 1S10 VS 1S09:Novos projetos impulsionam aumento da produção

1.958

314

1.998

324 Gás Natural

Petróleo e LGN

1S091S10

Produção Nacional

+2%2.272 2.322

2.272

231

2.322

246 Internacional

Nacional

Produção Total

1S09 1S10

2.503 2.568+3%

o Recorde mensal da produção de óleo no Brasil, de 2.033 mil bpd em abril/2010;

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.

(Mil bpd)

5

NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO:Expectativa de forte incremento da capacidade futura

28,2100 mil bpdFPSO Espírito Santo

Parque das Conchas (1)

Início de Produção: UTB - 14/jul

Mexilhão - 4T10

35 mil bpd e25 milhões m3Mexilhão e Uruguá-Tambaú

Principais Unidades Responsáveis pelo Aumento de Produção

60,9100 mil bpdFPSO Cidade de Vitória

(Golfinho)

9,7100 mil bpdFPSO Capixaba

Cachalote e Baleia Franca

2T10CapacidadeProjetos

(1) Projeto em parceria, a produção refere-se à participação da Petrobras (35%)

Novas Unidades a entrar em operação

2011180 mil bpdP-57 (Jubarte)

4T10100 mil bpdFPSO Cidade de Angra dos Reis (Piloto de Tupi)

2011100 mil bpdP-56 (Marlim Sul)

Expectativa de InícioCapacidadeProjetos

6

PRODUÇÃO 2010

Guará

Macunaíma

GuaráNorte

FrancoLibra

o Bacia de Campos

o Novas descobertas nos campos de Marlim, Albacora Leste e Caratinga(estimativas de 485 milhões de boe, com potencial de até 740 milhões de boe)

o Início da produção no pré-sal no campo de Baleia Franca, com o FPSO Capixaba com capacidade de 100 mil bpd. Produção de 20 mil ainda este ano.

Petrobras

ANP

o Bacia de Santos

o 6 novos poços a serem perfurados em 2010, totalizando 16 poços neste ano.

o 3 novas sondas* estão previstas para chegar ainda em 2010, além das 10 em operação.

o O FPSO Cidade de Angra dos Reis, a ser instalado no Projeto Piloto de Tupi, jáestá pronto e em navegação. Capacidade de 100 mil bpd de petróleo.

o Carta de intenções para construção do FPSO do Piloto de Tupi Nordeste assinado em Maio com o consórcio SBM/Queiroz Galvão. Capacidade: 120 mil bpd de petróleo.

o Carta de intenções para construção de 8 cascos de FPSO a serem instalados no pré-sal da Bacia de Santos, assinada em Março com a Engevix. Capacidade: 150 mil bpd de petróleo.

Iracema Norte

Piloto de Tupi IG1Tupi

Sudoeste

Piloto de Tupi P1Carioca

NE

* Ocean Valor, Vitoria 10.000 e Sevan Driller.

PoPoçços em intervenos em interven çção**:ão**:

** Intervenção considera perfuração ou completação o u teste.

NOVIDADES DO PRÉ-SALIntensificam-se as atividades reduzindo incertezas

7

4T07 3T08 4T08 3T08 4T09 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10

20

70

120

170

220

PMR EUA

PMR Petrobras

R$/bbl

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 Estabilidade dos preços no Brasil combinada a maiores preços do Brent e do óleo pesado reduziram margens do refino.

PREÇOS DE REALIZAÇÃO:Preços estáveis

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

121115

55

4459

6875 76 78

105

101

48 32 4964 70 73 74

20

40

60

80

100

120

Preço Petróleo Petrobras (média)

Brent (US$/bbl)

Média

2T10

Média

2T09

US$/bbl

152,64128,41

160,79158,72

Média

1T10

157,65

148,75

8

58,8

68,3

78,376,274,6

Brent

CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL:Custos se mantiveram estáveis

R$/barril

38,8641,62 43,04 43,82

US$/barril

o Custo de extração acompanhou a alta das cotações do óleo no mercado internacional;

o Em Reais, custo de extração estável.

43,91

8,72

10,78

9,02

13,84

9,51

15,23

9,40

14,33

9,79

14,71

Lifting Cost Part. Gov.

19,50

22,8624,74 23,73 24,50

2T09 2T101T104T093T09

17,58

21,28

16,84

24,78

16,51

26,53

16,95

26,87

17,54

26,37

Lifting Cost Part. Gov.

2T09 2T101T104T093T09

9

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 bi-combustíveis (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)

MERCADO DE DERIVADOS E GÁS NATURAL:Expressivo crescimento das vendas no mercado interno

Derivados Gás Natural

753

331

212

473

733

410

203

505

802

374

221

501Outros

GLP

Gasolina

Diesel

1.8981.851

+7%

1.769

2T09

2T101T10

+20%

257 292244

2T09

2T101T10

Mil barris/dia

Gás natural: Maiores vendas ao mercado não-térmico, pela retomada gradativa da atividade industrial, e a maior demanda do mercado térmico (solicitação ONS).

10

558

204

339

281

142

BALANÇA COMERCIAL:Recorde nas exportações de óleo

o Menor exportação líquida em função da maior demanda interna, principalmente por diesel;

o Maior saldo financeiro da Balança Comercial (+US$ 164 milhões) em função de maiores preços de exportação.

1S10

762620524

708

Volume Financeiro (US$ Milhões)

Mil barris/dia

482

226

393

131

184

Petróleo Derivados

1S09

Exportação Importação ExportaçãoLíquida

Exportação Importação ExportaçãoLíquida

1S09 1S10

4.906

6.208

8.904

10.370

Importações Exportações

US$ 1.466

US$ 1.302

11

1T10Lucro

Operacional

Receita Operac. Líquida

CPV Despesas Operacionais

2T10Lucro

Operacional

11.617

3.219 (3.142)

609 12.303

LUCRO OPERACIONAL 2T10 vs 1T10:Maiores volumes e redução das despesas operacionais

o Maiores volumes de venda de derivados e melhores preços de exportação alavancam Receita Operacional;

o Maior CPV em função de maiores volumes vendidos e dos preços de diesel importado;

o Redução de 8% das Despesas Operacionais devido a maiores gastos no 1T10 com a provisão para perda no valor recuperável de ativos de E&P;

o Elevação do lucro operacional em 6%, gerando EBITDA de R$ 16 bilhões no 2T10.

(R$ Milhões)

12

LUCRO LÍQUIDO 2T10 vs 1T10: Manutenção de margens

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

1T10Lucro Líquido

Resultado Financeiro

ImpostosParticipação em Invest.

Lucro Operacional (1)

2T10Lucro Líquido

Lucro atribuível aos não

controladores

7.726686 71 (52) (165) 29 8.295

(R$ Milhões)

o Elevação de 7% no Lucro Líquido reflete melhor resultado operacional;

o Itens abaixo do EBITDA estáveis, seguindo o comportamento da taxa de câmbio.

13

o Elevação dos preços de venda do petróleo e do gás natural (óleo: +1%; GN: +37%, em US$/bbl);

o Redução, no 2T10, dos custos exploratórios (- R$ 349 milhões) decorrentes de baixa de poços secos

ou sem viabilidade econômica no 1T10;

o Menores despesas operacionais dada a ausência de despesas operacionais extraordinárias (no 1T10 houve provisão para contingência referente ao ICMS/RJ da P-36, no valor de R$ 449 milhões).

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO 2T10 vs 1T10: Elevação da margem operacional

Efeito Custo Médio no CPV

Efeito Volume no CPV

Despesas Operac.

2T10Lucro Operac.

1T10Lucro Operac.

Efeito Volume na Receita

Efeito Preço na Receita

(R$ Milhões)

11.060 357 (553)(235) 103

840 11.572

14

ABASTECIMENTO 2T10 vs 1T10: Forte incremento dos volumes de vendas

o Elevação do Custo médio do Produto Vendido no 2T10 (+11%) atrelada aos menores custos de estoques no 1T10;

o Contribuiu para o aumento do CPV a elevação dos custos de importação de Diesel dada a parada programada na REPLAN no 2T10;

o Crescimento da demanda atendida pelo aumento das importações com margem positiva;

o Aumento das despesas operacionais devido aos maiores gastos com fretes, paradas programadas de refinarias e pessoal.

(R$ Milhões)

Efeito Custo Médio no CPV

Efeito Volume no CPV

Despesas Operac.

2T10Lucro Operac.

1T10Lucro Operac.

Efeito Volume na Receita

Efeito Preço na Receita

1.870

244(340)

(2.609)

(1.654)161

2.816

15

GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (2T10 vs 1T10)Resultados mantêm-se consistentes

Gás & Energia

Internacional

Distribuição

Lucro Líquido:2T10

R$ 349 milhões1T10

R$ 323 milhões

VS.

Lucro Líquido:2T10

R$ 533 milhões1T10

R$ 447 milhõesVS.

Lucro Líquido: 2T10R$ 268 milhões

1T10R$ 362 milhões

VS.

FPSO Campo de Akpo

o Maior receita com geração de energia

o Aumento da demanda termoelétrica por gás natural, além da redução de despesas operacionais destas unidades

o Aumento de custos de importação/transferência de gás natural, além da redução das margens de comercialização de energia (elevação do custo de aquisição no mercado spot) prejudicaram o resultado

o Maiores volumes vendidos na Nigéria

o Não ocorrência de constituição de provisão para redução ao valor recuperável de ativos realizada no 1T10

o Provisão para redução a valor de mercado dos estoques, nos Estados Unidos e no Japão

o Aumento de 4% no volume de venda, embora tenha ocorrido aumento de despesas (frete e promoção de vendas)

o Equacionamento de débitos tributários (R$ 110 milhões) prejudicou o resultado

8 %

19 %

26%

16

Investimentos 1S10 R$ 38,1 bilhões

5,6

6,1

24,710,1

0,05

1,3

1,1

3,8

INVESTIMENTOS 1S10 vs 1S09:Elevação dos investimentos para atender o mercado brasileiro

Investimentos 1S09R$ 32,5 bilhões

4,2

4,2

2,7

0,2

14,8

6,4

15,7

13,8

2,4

3,40,3

2,5

E&P

Abastecimento

Gas e Energia

Internacional

Distribuição

Outros

25%

18%

1%

25%

12%

19%

Qualidade/Redução do teor de enxofre

Conversão

Novas Refinarias

Ampliação de Frota

Aporte Braskem (R$2,5 bilhões)

Plangás, Manutenção, Infra-estrutura, SMS e outros

InvestimentosAbastecimento

17

DENTRO DA META DE ENDIVIDAMENTO:Manutenção dos indicadores dentro das metas da Cia.

60,8

31/03/2010

1,35X

81,2

27,0

108,2

87,5

20,7

31/03/2010R$ 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

US$ Bilhões 30/06/2010

Endividamento Total 65,7

28%26% 28%30% 32% 34%

0,95 1,00 1,21 1,35 1,520,95

-1-0,5

00,5

11,5

22,5

33,5

4

4,55

5,56

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

-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 / EBITDA máximo de 2,5x

18

24.21026.95110.297Caixa Final

4.212

(24)

(6.337)

(16.013)

9.676

29.034

1T10

7.2925.937Financiamentos Líquidos

(3.711)(6.398)Dividendos Pagos

(6.379)(8.636)Fluxo de Caixa Líquido

(19.638)(17.750)Investimento

13.2599.114Geração Operacional

26.95119.776Caixa Inicial

2T102T09R$ milhões

o EBITDA estável, com alta liquidez.

1,791,802,07Taxa de câmbio (R$/US$)

Brent (US$/bbl) 58 76 78

EBITDA 17.599 15.076 15.927

DEMONSTRAÇÃO TRIMESTRAL DO FLUXO DE CAIXA:Capacidade de endividamento e fluxo de caixa sustentam investimentos

1919

Informações:

Relações com Investidores

+55 21 3224-1510

petroinvest@petrobras.com.br