DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 2º trimestre de 2012 (legislação societária) Teleconferência/Webcast

06 de Agosto de 2012

AVISO

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 à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2012 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:

DESTAQUES OPERACIONAIS

P-56

» Divulgação do PNG 2012-2016 de US$ 236,5 bilhões, dos quais US$ 208,7 bilhões relativos a projetos em

implantação e US$ 27,8 bilhões para projetos em avaliação (pressuposto de retorno e financiabilidade)

» Aumento nos preços do diesel (10%) e da gasolina (8%)

P-55

» Avanços nas contratações e no desenvolvimento da

indústria local:

» Contratos de construção de 12 sondas nos

estaleiros Brasfels (6) e Jurong Aracruz (6) pela

Sete Brasil

» Definição de novo parceiro tecnológico no Estaleiro

Atlântico Sul

» Contratos para a construção e integração dos

primeiros módulos topside de 8 FPSOs para

projetos do Pré-sal

» Recebimento de 4 sondas estrangeiras no 2T12

Deck mating da P-55 concluído no Polo Naval do

Rio Grande. Manobra envolveu estrutura de 17 mil

toneladas, a maior já feita no mundo

» Recorde no processamento de petróleo nas refinarias (2,01 milhões bpd)

3

RESULTADO 2T12

P-56

• Desvalorização cambial (impacto sobre endividamento e custos dolarizados)

• Defasagem de preços dos derivados vendidos no Brasil

• Queda na produção (paradas operacionais e Frade) e elevação dos custos de extração (início do PROEF*)

• Baixas de poços secos/subcomerciais devido a atividades exploratórias, principalmente entre 2009 e 2012, em

novas fronteiras

• Maiores importações de GNL devido à elevação do consumo de gás natural pelas usinas termelétricas

Principais Fatores que Influenciaram o Resultado Negativo

» Prejuízo de R$ 1,3 bilhão no 2T12 vs lucro líquido de R$ 9,2 bilhões no 1T12

» EBITDA de R$ 10,6 bilhões no 2T12 vs R$16,5 bilhões no 1T12

É menos provável que tais fatores se repitam em conjunto e com a mesma intensidade

nos trimestres seguintes

4 *PROEF – Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Unidade de Operações da Bacia de Campos

VARIAÇÃO CAMBIAL

Fonte: Banco Central - PTAX

» A maior desvalorização do Real ao final do 2T12 acarretou Resultado Financeiro Líquido negativo de R$ 6,4 bilhões

» A desvalorização média do Real ao longo do 2T12 afetou negativamente os principais itens de custo da Cia (extração de

petróleo e participações governamentais, importação de petróleo, derivados, GNL e logística de derivados)

» Porém, recentemente tem-se observado relativa estabilidade da cotação do dólar (contenção da escalada)

5

R$/US$

1,60

0,00

jul-12 jun-12 mai-12 abr-12 mar-12

2,30

2,20

2,10

1,70

1,80

1,90

2,00

1,72

1,79 1,84

1,79

fev-12 jan-12 dez-11 nov-11 out-11 set-11 ago-11 jul-11 jun-11 mai-11 abr-11 mar-11 fev-11 jan-11

2,03 2,05

1,98

1,85

1,79

1,66 1,67 1,68

1,77 1,74

1,60

1,56 1,59

1,61 1,59

2012 2011

2T11

Média 1,60

1T12

Média 1,77

2T12

Média 1,96

PREÇOS DOMÉSTICO E INTERNACIONAL

Importação de Diesel Importação de Gasolina PMR Brasil PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)

Volum

es Importados (M

il bbl / d) P

reço

Méd

io d

e V

enda

(R

$/bb

l)

2011

6

2012

» A formação dos estoques vendidos no 2T12 deu-se no período de maior defasagem de preços (mar-mai/12)

» Redução da defasagem no final do período, em função da queda dos preços internacionais junto com os reajustes de preços

de diesel e gasolina

abr-11 mar-11 fev-11 jan-11 jun-12 mai-12 abr-12 mar-12 fev-12 jan-12 dez-11 nov-11 out-11 set-11 ago-11 jul-11 jun-11 mai-11

Preço Médio de Venda Brasil

Preço Médio de Venda Golfo Americano

Período de Formação dos

Estoques do 2T12

100

120

140

160

180

200

220

240

260

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

PRODUÇÃO DE ÓLEO E LGN (BRASIL)

2T11

Média: 2.018

1T12

Média: 2.066 2T12

Média: 1.970

2.001

1.968

2.002

1.963

2.047

2.003 2.020

2.003

2.040

2.069

2.050

2.000

1.950

50

1.993

2.098

1.989

1.961

2.200

2.150

2.100

1.960

2.061

2.110

2.084

2012 2011 mil bpd

7

» Redução de 5% da produção no 2T12 vs 1T12 (- 96 mil bpd) em função, principalmente, de:

» Paradas operacionais (-54 mil bpd), queda da eficiência operacional (-18 mil bpd) e interrupção de Frade (-15 mil bpd)

» Declínio do potencial dos sistemas antigos tem se mantido dentro do esperado

» No 2S12 entrada em operação de 2 novos sistemas:

» FPSO Cidade de Anchieta (Baleia Azul), capacidade de 100 mil bpd, em agosto

» FPSO Cidade de Itajaí (Baúna e Piracaba), capacidade de 80 mil bpd, em outubro

» Manutenção da meta de produção para 2012 (estável em relação a 2011, +/-2%)

» Recuperação da produção somente no 4T12 (paradas programadas continuam no 3T12)

8 Confidencial

BALEIA AZUL (FPSO ANCHIETA):

CURVA S DE ACOMPANHAMENTO FÍSICO DO PROJETO COMPLETO

Justif. 1 - Desvio de Prazo: Desvio de 01 mês para o início da operação (1º

óleo) por conta de atraso nas obras de adaptação do FPSO Cidade de

Anchieta.

Justif. 2 - Desvio de Realização Física Acumulado: Avanço físico acumulado

abaixo da linha de base do EVTE por conta de atraso na campanha de construção

de poços do projeto e fabricação dos dutos flexíveis.

8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

nov-

08de

z-08

jan-

09fe

v-09

mar

-09

abr-

09m

ai-0

9

jun-

09ju

l-09

ago-

09se

t-09

out-

09

nov-

09de

z-09

jan-

10fe

v-10

mar

-10

abr-

10m

ai-1

0

jun-

10ju

l-10

ago-

10se

t-10

out-

10no

v-10

dez-

10

jan-

11fe

v-11

mar

-11

abr-

11

mai

-11

jun-

11

jul-1

1ag

o-11

set-

11

out-

11no

v-11

dez-

11ja

n-12

fev-

12m

ar-1

2ab

r-12

mai

-12

jun-

12

jul-1

2ag

o-12

set-

12ou

t-12

nov-

12

dez-

12ja

n-13

fev-

13m

ar-1

3

abr-

13m

ai-1

3ju

n-13

jul-1

3ag

o-13

% A

cum

ulad

o

Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado

4

Justif. 1

Justif. 2

1

MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO: (jun/12)

2 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12)

3 - Obtenção da LO (ago/12)

4 - Início da produção de óleo (ago/12)

5 - Início da exportação de gás (out/12)

6 - Início da injeção de água (dez/12)

Previsto: 84,7%

Acumulado até 30/06/2012:

Realizado: 78,2%

2 Entrada em Operação

Projetada: Ago/12

Entrada em Operação

Prevista (EVTE): Jul/12

9 Confidencial

Justif. 1 - Desvio de Prazo: O atraso de 3 meses na entrada em operação

deve-se a postergação da data de chegada da UEP na Locação ocasionada

pela baixa performance das obras no estaleiro Jurong em Cingapura, em

especial de completação mecânica e comissionamento dos sistemas da UEP.

Justif. 2 - Desvio de Realização Física Acumulado: Atraso de 12,48% na realização

física até 30/jun/12 devido a atrasos na construção do FPSO (0,21%), atraso na

completação de poços de Baúna (7,81%), postergação recebimento materiais de

interligação (1,55%), postergação da pré-ancoragem e desembolso taxa de

mobilização UEP (2,93%) e levantamento ambiental não previsto 0,02%.

BAÚNA E PIRACABA (FPSO ITAJAÍ):

CURVA S DE ACOMPANHAMENTO FÍSICO DO PROJETO COMPLETO

9

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

set-

09

nov-

09

jan-

10

mar

-10

mai

-10

jul-1

0

set-

10

nov-

10

jan-

11

mar

-11

mai

-11

jul-1

1

set-

11

nov-

11

jan-

12

mar

-12

mai

-12

jul-1

2

set-

12

nov-

12

jan-

13

mar

-13

mai

-13

jul-1

3

set-

13

nov-

13

jan-

14

mar

-14

mai

-14

jul-1

4

set-

14

nov-

14

jan-

15

% A

cum

ulad

o

Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado

3

5

Justif. 1

Justif. 2

MARCOS DE IMPLANTAÇÃO

1 - Obtenção da LP (jul/12)

2 - Obtenção da LI (ago/12)

3- Chegada do FPSO na Locação (set/12)

4 - Obtenção da LO (set/12)

5 - Conclusão do Projeto (ago/14)

Entrada em Operação

Projetada: Out/12

Entrada em Operação

Prevista (EVTE): Jul/12

2

Previsto: 55,6%

Acumulado até 30/06/2012:

Realizado: 43,1% 1

CUSTO DE EXTRAÇÃO

10

20,93 22,31 22,47 22,70 26,63

34,21 31,80 37,57 39,03

38,48

2T11 3T11 4T11 1T12 2T12

Custo de Extração Part. Governam.

10

» Gastos com intervenções em poços e engenharia

submarina subiram 35%, de R$ 1.024 milhões no 1T12

para R$ 1.385 milhões no 2T12, principalmente pelo maior

número de unidades e de dias das sondas alocadas às

atividades de manutenção (de 443 para 760 dias na Bacia

de Campos)

» Essa elevação de atividades e dispêndios deve-se ao

PROEF. A recuperação da eficiência operacional da UO-BC

se verificará a partir do 4T12

» Participação Governamental: redução da parcela devido à

menor produção de blocos que pagam maiores alíquotas

de participações especiais

65,11

54,11

61,73 55,14

60,04

(R$/Barril)

BAIXA DE POÇOS SECOS DE ATIVIDADES

EXPLORATÓRIAS

473174

561 572 577274 229

415 528 615204

896536

2.737

-500

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2T12 1T12 4T11 3T11 2T11 1T11 4T10 3T10 2T10 1T10 4T09 3T09 2T09 1T09

Poços secos/abandonados e não econômicos (subcomerciais)

R$ milhão

Baixa de Poços Secos

» Foram baixados 41 poços no 2T12, cuja perfuração ocorreu principalmente entre 2009 e 2012, a maioria em áreas de nova

fronteira:

» Atividades em novas fronteiras implicam em Índice de Sucesso menor do que o alcançado com o Pré-Sal nos últimos

anos, maiores custos de logística e, consequentemente, maior lançamento de custos associados à baixa de poços

secos/subcomerciais

11

POÇOS BAIXADOS 2T12

41 poços

» Por evento gerador da baixa

21 secos, 8 subcomerciais, 9 projetos cancelados,

2 abandonados e 1 acidente mecânico

» Por área exploratória

13 no Pós-Sal, 15 Terrestres, 2 no Pré-Sal e

11 projetos cancelados ou abandonados

Custo total: R$ 2,7 bilhões

• 5 poços representam R$ 1,539 bilhão

(57%)

12

Ceará

(Nova descoberta)

Confidencial

VENDAS DE DERIVADOS - BRASIL

969 970 1.021

481 545 557

227 214 228

441 439431

2T11 1T12 2T12

2.118 2.237 2.168

Diesel + QAV Gasolina GLP Outros

mil

barr

is/d

ia

» Crescimento de 6% na venda de derivados no

comparativo 2T12/2T11:

» Aumento de 16% no volume de gasolina devido à

elevação da frota e preços mais atraentes em

relação ao etanol

» Aumento de 5% do volume de diesel devido a

atividade de varejo

» Crescimento de 3% no comparativo 2T12/1T12,

conforme sazonalidade do consumo:

» Volume incremental suprido pelas importações,

principalmente de diesel, afetou negativamente

as margens do Abastecimento

13

+3%

+6%

BALANÇA COMERCIAL

(mil

barr

is/d

ia)

» Menor produção de petróleo nacional levou à queda das exportações de petróleo no 2T12

» O maior volume de óleo nacional processado no parque de refino também contribuiu para a menor exportação

» Crescimento do consumo doméstico (diesel principalmente) demandou maior importação de derivados com margens negativas

Exportações Importações

14

Saldo da Balança

480 497

351

554

203

714

217 223

703

347358 341

724

383

764

406 374

721

2T12 1T12 2T11 2T12 1T12 2T11

2T12 1T12 2T11

-170

-50 -18

Derivados Óleo

MAIOR DEMANDA TERMELÉTRICA - IMPORTAÇÃO DE GNL

milhão m³/dia

8,111,6

15,5

26,523,8

18,6

0

10

20

30

40

50

60

jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12

Não Térmico

Térmico

Refinarias e Fafens

2012 2011 2T11

Média: 64,0 1T12

Média: 67,2

2T12

Média: 79,4

Demanda

9,00,71,626,2

42,644,4

GNL

Bolívia

Nacional

2T12

80,7

27,2

1T12

+16%

69,4

2T11

66,0

25,7

38,7

milhão m³/dia

Oferta

15

» Maior consumo termelétrico (+96% em relação ao 1T12) em razão

da menor afluência verificada no 2T12

» Aumento da oferta de gás nacional e importado no 2T12, com

destaque para o GNL, para suprir o crescimento da demanda

termelétrica

» Aumento do PLD resultou em impacto negativo nas margens de

comercialização de energia

» Redução da demanda térmica no final do 2T12 com o retorno dos

reservatórios hidrelétricos

PRODUÇÃO INTERNACIONAL

16

» Destaque para o ramp up da produção de Cascade, nos EUA

» Menor volume de vendas na Nigéria devido à menor participação no campo de Akpo, pelo término da recuperação de

custos passados

» Menor preço das commodities no 2T12 ocasionou uma maior provisão para redução a valor de mercado dos

estoques nos EUA e Japão (R$ 509 milhões)

» Provisão referente ao acordo da Refinaria de Pasadena (R$ 140 milhões)

mil boe/dia

Mar-12

246

237

Jul-12 Jun-12

230

Fev-12

80

Dez-11

242

238

Ago-11 Out-11

249

Set-11

237

Jul-11 Mai-12

233

Nov-11

246

Mar-11

241

Jun-11

236

Jan-11

226

Abr-11

219 232

Fev-11

238

Mai/11

231

240

250

260

Jan-12

270

230

244

Abr-12

239

242

Até 11 de julho

*

2012 2011

2T11

Média 227

1T12

Média 239

2T12

Média 240

Até 19 de julho

Produção de Petróleo e Gás Natural

RESULTADOS FINANCEIROS

LUCRO OPERACIONAL 2T12 VS 1T12

1T12

Lucro Operacional

Receita

de Vendas

CPV Despesas de

vendas, gerais e

adm.

2T12

Lucro Operacional

Demais

despesas

11.771

1.913

(6.142)(292)

(1.968)5.282

(R$ milhões)

18

» Redução do lucro operacional

» Aumento na receita, devido ao crescimento da demanda no mercado interno (4%) e ao efeito da depreciação cambial

sobre os preços das exportações

» Aumento do CPV em função do maior volume de vendas no mercado doméstico, realização de estoques formados a

custos mais elevados e efeito cambial sobre custos dolarizados

» Crescimento das despesas exploratórias (+238% no comparativo 2T12/1T12) devido a baixas de poços secos e

subcomerciais – exploração em novas fronteiras

LUCRO LÍQUIDO 2T12 VS 1T12

9.214

(6.489)

(6.872)(562)

2.624 739

(1.346)

1T12

Lucro Líquido

Lucro

Operacional

Resultado

Financeiro

Participações

em

Investimentos

Impostos Lucro Atrib. aos

não Control.

2T12

Lucro Líquido

(R$ milhões)

19

» Prejuízo

» Redução do lucro operacional

» Despesa financeira de R$ 6,4 bilhões em função da depreciação cambial (11%) sobre o endividamento

EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO 2T12 VS 1T12

18.846 1.213 (1.442) (902) 621 (2.164)

16.172

1T12 Resultado

Operacional

Efeito preçona receita

Efeito volume na receita

Efeito custo médio no CPV

Efeito Volume no CPV

Despesas Operacionais

2T12 Resultado

Operacional

Evolução do Lucro Operacional (R$ milhões)

20

» Maiores preços de venda do petróleo nacional devido à depreciação cambial

» Menor produção de petróleo

» Aumento dos custos com manutenção e intervenções de poços parcialmente compensados pela redução de participações

governamentais

» Crescimento das despesas com geologia, geofísica e baixa de poços secos ou sem viabilidade econômica

ABASTECIMENTO 2T12 VS 1T12

Evolução do Lucro Operacional

(7.101)

487

(272)

(3.285)

53 150

(9.968)

1T12Resultado

Operacional

Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita

Efeito Custo Médio no CPV

Efeito Volumeno CPV

Despesas Operacionais

2T12Resultado

Operacional

(R$ milhões)

21

» Aumento dos preços médios de venda somente no final do trimestre

» Menores exportações de óleo e derivados – produção direcionada para atender o mercado interno

» Elevação dos custos com aquisição/ transferência de petróleo e realização de estoques formados a custos mais elevados

Confidencial

PRODUÇÃO NACIONAL DE DERIVADOS

832 852 878

394 431 441

165 165 175

503519 541

2T11 1T12 2T12

mil

bpd

1.894 1.967 2.035

Diesel + QAV Gasolina GLP Outros

22

» Aumento da produção de derivados em razão da maior carga fresca processada possibilitada pela maior disponibilidade

operacional e maior utilização das unidades de conversão e qualidade

» Parque de refino com maiores taxas de utilização, com recorde de processamento mensal em junho (98,7%)

» Custo do refino em reais apresentou pequena elevação devido a maiores gastos com paradas de manutenção sem impacto

na carga. O indicador em dólares caiu 8%

2T12

1.927

1.576

1T12

1.884

1.534

2T11

1.837

1.484

Petróleo Nac. Petróleo Imp. Fator de Utilização

Carga Processada e

Fator de Utilização

Car

ga p

roce

ssad

a (m

il bp

d)

Fat

or d

e ut

iliza

ção

(%)

Produção de derivados *

8,78

7,547,68

2T11 1T12 2T12

Custo de Refino

(R$/bbl)

+2%

* Inclui produção de GLP pelo E&P

1,071,41 1,66 1,61

2,4617%

22% 24% 24%28%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

-0,5

0,5

1,5

2,5

3,5

4,5

5,5

2T11 3T11 4T11 1T12

Dívida Líq./EBITDA Endiv. Líq./Cap.Líq.

1) Endividamento Líquido / ((EBITDA 1T12 + EBITDA 2T12) x 2)

2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)

3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias 23

ENDIVIDAMENTO

R$ Bilhões 30/06/12 31/03/12

Endividamento de Curto Prazo 17,7 18,0

Endividamento de Longo Prazo 161,5 146,1

Endividamento Total 179,2 164,1

(-) Disponibilidades ajustadas3 45,9 57,9

= Endividamento Líquido 133,2 106,2

US$ Bilhões 30/06/12 31/03/12

Endividamento Líquido 65,9 58,3

2T12

» Fraco resultado do trimestre não reflete a

expectativa para os demais trimestres

» Desinvestimentos continuam como planejado

» Nenhuma alteração nas estimativas e metas de

alavancagem divulgadas no PNG 2012-2016

1 2

INVESTIMENTOS

1S2011 1S2012

R$ 32,0 bilhões

(U$ 19,6 bilhões)

R$ 38,7 bilhões

(US$ 20,7 bilhões)

38%

6%

1% 1% 2%

6%

34%

5%

1% 0% 2%

5%

E&P Abastecimento G&E Internacional Distribuição Biocombustível Corporativo

24

“Para finalizar, reitero a minha sólida convicção na posição

privilegiada da Petrobras na indústria de óleo e gás: nossas

reservas, nosso pessoal qualificado, nossos investimentos em P&D,

assim como nosso histórico de superação de desafios nos permitem

levar nossa Companhia a patamares de excelência que trarão

retornos consistentes para nossos acionistas.”

Presidente Maria das Graças Silva Foster

26

Informações:

Relacionamento com Investidores

+55 21 3224-1510

petroinvest@petrobras.com.br