Divulgação de g çResultados4º trimestre de 2011 eexercício de 2011exercício de 2011 (legislação societária)

Teleconferência/WebcastTeleconferência/Webcast

Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro ede Relações com Investidores

14 de Fevereiro de 2012

Aviso

Estas apresentações podem conter previsões acercade eventos futuros. Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores da Companhiap psobre condições futuras da economia, além do setorde atuação, do desempenho e dos resultadosfinanceiros da Companhia, dentre outros. Os termos“antecipa", "acredita", "espera", "prevê",

h d

Aviso aos Investidores Norte‐Americanos:p p p

"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva","deverá", bem como outros termos similares, visama identificar tais previsões, as quais, evidentemente,envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela

A SEC somente permite que as companhias deóleo e gás incluam em seus relatóriosarquivados reservas provadas que a Companhiatenha comprovado por produção ou testes def ã l á

p pCompanhia e, consequentemente, não são garantiasde resultados futuros da Companhia. Portanto, osresultados futuros das operações da Companhiapodem diferir das atuais expectativas, e o leitor não

formação conclusivos que sejam viáveiseconômica e legalmente nas condiçõeseconômicas e operacionais vigentes. Utilizamosalguns termos nesta apresentação, tais comod b i õ d SECdeve se basear exclusivamente nas informações

aqui contidas. A Companhia não se obriga aatualizar as apresentações e previsões à luz denovas informações ou de seus desdobramentos

descobertas, que as orientações da SEC nosproíbem de usar em nossos relatóriosarquivados.

futuros. Os valores informados para 2012 em diantesão estimativas ou metas.

2

Destaques de 2011

Reservas Provadas» 16,41 bilhões boe (critério SPE/ANP)» IRR = 148%

» Reserva‐produção = 18,5 anos

Produção» Produção total de óleo de gás: 2,62 milhões de boe/d (+2 %)» Produção brasileira de óleo e LGN: 2,02 milhões bpd (+1%)

p ç ,

ç ç , p ( )

» Entrega de gás natural nacional: 214 mil boe/d (+18%)

» Crescimento da produção do Pré sal*: de 71 mil bbl em jan para 133 mil bbl em dez

Pré‐sal» Crescimento da produção do Pré‐sal*: de 71 mil bbl em jan para 133 mil bbl em dez» Piloto de Lula, TLDs de Lula NE e Carioca NE e gasoduto Lula‐Mexilhão

» Declaração de comercialidade de Guará (Sapinhoá): 2,1 bilhões de boe

Vendas de Derivados

» Venda de derivados da Petrobras no mercado doméstico aumentou 9% em relação a2010, atingindo 2.131 mil barris/dia

Investimentos » R$ 73 bilhões, sendo 47% no E&P

3* Apenas óleo. Parcela Petrobras.

Reservas Provadas (critério ANP/SPE)

Reservas Provadas 2011

16,4 Bi boeÁguas Ultra Profundasg(>1.500m)

ÁguasProfundas

Internacional

96%4%Brasil

Águas Rasas  

Profundas(300‐1.500m)

T

96%Brasil

Terra

Evolução das Reservas no Brasil (bilhões boe) IRR no Brasil acima de 100% pelo 

» Índice de Reposição de Reservas 2011 = 152%

» Reserva/Produção = 19 2 anos

15,2815,71

5 3 % aa

20º ano consecutivo

» Reserva/Produção = 19,2 anos

» Apropriação total em 2011: 1,242 bi boe

» Pré‐sal = 0,978 bi boe

14,175,3 % aa

» Destaques: Sapinhoá (Bacia de Santos) Albacora (Bacia de Campos) 

2009 2010 2011

4

Atividade Exploratória

Espírito S t

Campos Santos

Descobertas 2011

Índice de SucessoSanto

Malombe

Pós‐sal

p

GuanabaraTucura

Pós‐sal Pós‐sal

P é l

Patola40%57% 59%

Brigadeiro

Pé‐de‐moleque

QuindimGáveaForno

Pré‐salPré‐salAbaré

Biguá2009 2010 2011

Poços Exploratórios » Desde 2007 o volume recuperável estimado total foi maior

» Offshore 66

ç p » Desde 2007 o volume recuperável estimado total foi maiorque 2,5 bilhões de boe/ano

» Custo da descoberta em 2011 foi US$1,56/boe. O Plano deNegócios contempla um custo de descoberta em torno de

2011 2012

» Onshore – 76

» Offshore – 47

» Pré‐sal  (17)

» Offshore – 66   

» Campos (16)

» Santos (18) 

Negócios contempla um custo de descoberta em torno deUS$ 2/boe

» R$ 9 bilhões investidos em exploração em 2011 e previsãode R$ 10 1 bilhões em 2012

» Espírito Santo (11)de R$ 10,1 bilhões em 2012

5

Produção no Brasil

4T11 vs 3T11 (+3,6%):» Paradas de produção no campo de Marlim (-24 mil bpd no

mil bpd

4T11 vs -79 mil no 3T11)

» Poços de Pré-sal (média dez/11): 133 mil bpd

» Poços descobertos no Varredura (média dez/11): 46 milbpd

Óleo

2 044 2 049 bpd

» Dos 16 poços previstos para entrar em produção no 4T 2011,9 efetivamente iniciaram a produção

2.0302.044

2.018

1 978

2.049

2011 vs 2010 (+1%):» Perda de produção devido a paradas programadas e nãoprogramadas foi de 67 mil bpd, sendo 33 mil bpd pormanutenções não previstas

1.978

» Atrasos na entrada de poços comprometeram o atendimentoda meta de produção 2011

Gás Natural

4T10 1T11 2T11 3T11 4T11

» Principais campos: Mexilhão, Uruguá e Lula

» Houve redução de 26% na queima de gás em relação a 2010

6

Produção 2012

CONTRIBUIÇÕES DAS NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO

ProjetosEntrada em Operação

Expectativa 2012 Prod. Média 2011

P‐57 4T10 151 mil bpd 80 mil bpd

Piloto Lula 4T10 44 mil bpd 28 mil bpd

P‐56 3T11 105 mil bpd 17 mil bpd

FPSO Cid. Anchieta  3T12 25 mil bpd7 poços até o final 

de 2012

FPSO Cid. Itajaí 3T12 11 mil bpd3 poços até o final 

de 2012

» Adicionalmente, descobertas em ring fence (Projeto Varredura): 5 poços de desenvolvimento da produção jáprogramados ‐ expectativa de 31 mil bpd adicionais na média de 2012

7

Pré-sal da Bacia de Santos

» Produção de óleo no Piloto de Lula (dez/2011): 65.000 bpd( d i li d )

Franco 2 NWFranco 2 NWFranco 2 NWFranco 2 NW

Poços em perfuração, completação ou avaliação(situação dez/11)

REALIZAÇÕES 2011

Concessão

Cessão Onerosa

(com 3 poços produtores interligados)

» Declaração da Comercialidade do Campo de Sapinhoá(BM‐S‐09)

» 17 novos poços perfurados, totalizando 37 poços no Pré‐sal na Bacia de Santos

Nordeste de TupiNordeste de TupiNordeste de TupiNordeste de Tupi

Iara Iara OesteOesteIara Iara OesteOeste

sal na Bacia de Santos

» Realização do TLD de Lula NE

» Início do TLD de Carioca NE

» Contratação dos 4 cascos que serão convertidos nosprimeiros FPSOs para as áreas da Cessão Onerosa

Piloto Lula Piloto Lula P8HP8HPiloto Lula Piloto Lula P8HP8H

primeiros FPSOs para as áreas da Cessão Onerosa

Piloto Lula Piloto Lula IWAGIWAG‐‐55Piloto Lula Piloto Lula IWAGIWAG‐‐55

CarcaráCarcaráCarcaráCarcará

Lula Alto ADRLula Alto ADRLula Alto ADRLula Alto ADR

ATIVIDADES PARA 2012

Carioca Carioca SelaSelaCarioca Carioca SelaSelaLula SulLula SulLula SulLula Sul» Início de produção do FPSO Cidade de São Paulo

no campo de Sapinhoá (BM‐S‐09): final de 2012» Início do TLD de Franco (Cessão Onerosa): final de

2012

Guará NorteGuará NorteGuará NorteGuará Norte

2012» Realizações dos TLDs de Cernambi Sul e Sapinhoá

Norte e início de TLD em locação a ser definida» 10 sondas operando no cluster e expectativa de

dobrar até o final de 2012dobrar até o final de 2012

8

Pré-sal da Bacia de Campos

» Jubarte: 14 000 bpd (ESS 103)

SITUAÇÃO EM DEZ/11

» Jubarte: 14.000 bpd (ESS‐103)

» Baleia Franca: 21.500 bpd (BRF‐1 + BRF‐6)

» Brava: 6.500 bpd (MRL‐199D)

Descobertas

» Carimbé: 19.000 bpd (CRT‐43)

» Tracajá: 20.000 bpd (MLL‐70)

» Total: 81.000 bpd*

ATIVIDADES PARA 2012ATIVIDADES PARA 2012

» 9 poços exploratórios em ring‐fence(pós‐sal e pré‐sal)

» Novos poços produtores emBarracuda, Marlim Leste e AlbacoraLeste (potencial total de 35 mil bpd)

9* Produção Petrobras + Parceiros

Sondas de Perfuração

SONDAS FLUTUANTES SOB CONTRATOS(entre 2.000 m e 3.000 m)

1319 +15 Previsão de 

novas sondas

35

2008 2009 2010 2011 2012

Disponibilidades Construção de 33 Sondas no Brasildiá i li h d

» As necessidades de sondas da Petrobras estãoatendidas no médio prazo

» Análises de demanda da Petrobras e oferta dod tã t t i ã

» Taxas diárias em linha com mercadointernacional

» Apoio governamental com financiamentos,fundos garantidores e incentivos fiscais

mercado estão em constante revisão

» Monitoramento do mercado internacional paraatender pontuais necessidades

g

» Índice de Conteúdo local entre 55% e 65%» Entregas a partir de 2015 (atendendo ademanda de longo prazo)

10

Crescimento do Lucro Líquido por Barril

Preço de Realização por barril em Reais % do Preço de Realização

Distribuição do preço de realização do barril de óleo produzido no Brasil

180

25% 31% 33%80%

100%

R$ 52140

160

22%21% 21%

60%

80%

R$ 34R$ 26

R$ 39

80

100

120

23%18% 16%

13%16% 17%

20%

40%

R$ 25

R$ 13 R$ 20R$ 27

R$ 22R$ 26

40

60

80

17% 14% 13%

16%

0%

20%

2009 2010 2011

R$ 17 R$ 18 R$ 21

R$ 24 R$ 22 R$ 25

0

20

2009 2010 2011 2009 2010 2011

Custo de Extração Custos Exploratórios + DD&A + Outros IR/CS Participações Governamentais Lucro Líquido*

E t l ti t tá i

*Outros inclui despesas tributárias, P&D, despesas gerais, vendas e administrativas 11

» Em termos relativos, custos estáveis

» Em termos nominais, lucro por barril dobrou nos últimos 2 anos

Preços

240

Média 2011

PMR Petrobras: 167,87

Média 2011

PMR Petrobras: 167,87

Preço Médio de Realização (R$/bbl)Preços do Petróleo (US$/bbl)

109103 10386

105117 113

109

100

120

190

240PMR EUA: 194,46PMR EUA: 194,46

70 73 74 7280

9475 76 78 7786

60

80140

Média 2010

PMR Petrobras: 158,43

Média 2010

PMR Petrobras: 158,43

4T11: Queda do spread

óleos leves/pesados

4T11: Queda do spread

óleos leves/pesados

20

40

40

90PMR EUA: 150,48PMR EUA: 150,48

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

Petróleo Petrobras (média) Brent

404T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11

PMR EUA PMR Petrobras

» Reajustes dos preços do diesel e da gasolina em novembro de 2011

» Elevação do PMR EUA no 4T11, em Reais, em função da desvalorização cambial média de 10%

12

Derivados no Mercado Interno

2.0521 910 1 886 1.9492.208 2.229

PRODUÇÃO VENDAS

219235 224

479435 448

570 511 552

s/dia

1.910 1.886

s/dia

414488 547

219

378 406 389134 133 141

mil barris

mil barris

940 1.050 1.010828 836 866

4T10 3T11 4T11Diesel+QAV Gasolina GLP Outros

4T10 3T11 4T11

Diesel + QAV Gasolina GLP Outros

» Em 2011 houve intensificação da produção doméstica de diesel e gasolina com o parque existente» Em 2011, houve intensificação da produção doméstica de diesel e gasolina com o parque existente

» Crescimento de 9% na venda de derivados no comparativo 2011/2010:

» Aumento de 24% no volume de gasolina em função de preços mais atraentes em relação ao etanol eelevação da frota

13

» Aumento de 9% do volume de diesel devido ao crescimento da atividade econômica

» Queda de 18% das vendas de óleo combustível (incluído em ‘outros’) pelo efeito‐substituição do GN

Destaques do Abastecimento

» Recorde de Carga Fresca Processada (+4%) e da Produção de Derivados (+3%)

REALIZAÇÕES 2011

» Fator de Utilização de 92%

» Entrada em operação de 14 unidades com foco em melhoria de qualidade de produtos

» Comercialização do diesel S‐50 em 56 novos municípios dos estados de São Paulo e Rio de Janeiro

» Carteira de Conversão: Partida do Coque + HDT da REPAR

PERSPECTIVAS PARA 2012

» Carteira de Conversão: Partida do Coque + HDT da REPAR

» Carteira de Qualidade de Diesel: RLAM e REPAR

» Comercializar volume adicional de 500 mil m3/mês de diesel com menor teor de enxofre

» PROMEF I e II: 2 Suezmax, 3 navios de Produtos e 1 navio Bunker

» RNEST: 1º trem em junho de 2013 e 2º trem em janeiro de 2014

PRINCIPAIS PROJETOS EM ANDAMENTO

,

» RNEST: 1º trem em junho de 2013 e 2º trem em janeiro de 2014

» COMPERJ: 1º trem de refino em setembro de 2014

» Cerca de 90% dos investimentos em qualidade e conversão noparque de refino serão finalizados em 2013parque de refino serão finalizados em 2013

14

Destaques do Gás & Energia

6262

Gás Natural: Oferta

d d

Gás Natural: Demanda

6262

4037 34

Milhõe

s m

3 /d

+7%+18%

Milhõe

s m

3 /d

4037 3428

PRINCIPAIS REALIZAÇÕES 2011 E PERSPECTIVAS 2012

» Finalização dos investimentos em infraestrutura de transporte de gás natural

» Entrada em operação dos dutos: Gastau, Gaspal II, Gasan II e Variante do Nordestão

P i i i i i 2012» Principais investimentos em 2012:

» UTE Baixada Fluminense

» Unidade de Fertilizantes de Três Lagoas – UFN III

l d d h

Nota: Fornecimento Interno: Intersegmento (Abastecimento) e Consumo G&E (Fafens e UTEs próprias)

» Terminal de GNL da Bahia

» Unidade de Processamento de GN de Cabiúnas (Rota 2 do Pré‐Sal)

15

Lucro Operacional 2010 vs 2011

( $ lh )

32.334 (31.322)

(R$ milhões)

46.394 45.403(765)(1.238)

2010Lucro Operacional

Receitade Vendas

CPV Despesas de vendas, gerais 

e adm.

2011Lucro Operacional

Demais despesas 

» Maior receita com vendas devido ao aquecimento do mercado interno (+6%) e às maiores cotações de óleo ederivados (Brent: +40%; PMR Petrobras: +6%)

» Elevação do CPV refletiu incremento dos volumes importados de petróleo e derivados, elevação das cotaçõesinternacionais sobre importações e participações governamentais

» Aumento das despesas operacionais em função de maiores custos exploratórios e P&D

16

Lucro Líquido 2010 vs 2011

( $ lh )

35.18933.313

(991) (2.498)(199) 131 786 895

(R$ milhões)

(199) 131

2010 Lucro Líquido

Lucro Operacional

Resultado Financeiro

Participações em

Investimentos

Participação de Empregados

Impostos Lucro atribuível aos não Control.

2011 Lucro Líquido

» Redução do resultado financeiro líquido devido à depreciação do Real em 2011 (13%) contra apreciação do Real2010 (4%) i t L Lí id R$ 2 5 bilhõem 2010 (4%) impactou o Lucro Líquido em R$ 2,5 bilhões

17

( $ lh )

Lucro Operacional 3T11 vs 4T11

(R$ milhões)

12 3721.703 (4.465)

12.372

(1.552)(306)7.752

3T11Lucro Operacional

Receitade Vendas

CPV Despesas de vendas, gerais 

e adm

4T11Lucro Operacional

Demais despesas 

e adm.

» Elevação dos preços do diesel e gasolina em novembro/11 contribuíram para aumento das receitas

» Aumento do CPV em função de

A t d l d d i ti i ã d i t d» Aumento do volume de vendas commaior participação de importados

» Efeito do câmbio (desvalorização média de 10%) sobre custos dolarizados

» Elevação da alíquota de participação especial em função de aumento de produção em alguns campos

» Maior depreciação em função de mais ativos a serem amortizados e depreciação retroativaMaior depreciação em função de mais ativos a serem amortizados e depreciação retroativa

» Aumento das despesas com impairment e baixa de poços secos

18

Lucro Líquido 3T11 vs 4T11

( $ lh )

6 3365.627

492 (43) (1.508)

(R$ milhões)

6.336

5.049

(4.620) (1.235)

3T11 Lucro Líquido

Lucro Operacional

Resultado Financeiro

Participações em

Investimentos

Participação de Empregados

Impostos Lucro atribuível aos não Control.

4T11 Lucro Líquido

» Melhora no resultado financeiro devido a menor desvalorização cambial no 4T11 (1%) quando comparadoao 3T11 (19%)ao 3T11 (19%)

» Em função da adoção de CPC 19, os resultados de participações de empresas compartilhadas foramlançados em Participações em Investimentos, não afetando o Lucro Líquido

19

Potenciais fatores de desvios em relação às expectativas do mercado

R$ milhões

Variação 4T11 vs 3T11*Lucro 

Variação 4T11 vs 3T11*operacional EBITDA

Efeito da depreciação cambial média sobre os custos 2.609  2.609 

Participação de importados nas vendas  (de 28% p/ 32%) 1.163  1.163 

Formação de estoques no exterior 738  738 

Desconsolidação de controladas em conjunto (CPC 19) 736  1.069 

Baixa de poços secos  693  693 p ç

Perda na recuperação de ativos (impairment) 690  ‐

D i ã â 670Depreciação extemporânea 670  ‐

20* Estimativas 

Exploração & Produção 3T11 vs 4T11

( $ lh )

3 150 168 (2 245)

Evolução do Lucro Operacional(R$ milhões)

15.7293.150 168 (2.245)

(78) (1.118) 15.606

3T11           Efeito preço na  Efeito volume na  Efeito custo  Efeito Volume no  Despesas  4T11           Resultado Operacional 

receita receita médio no CPV CPV Operacionais  Resultado Operacional

» Efeito volume na receita não reflete, completamente, o crescimento da produção (4%) devido à formaçãode estoques

» Elevação de alíquota de participação especial em alguns campos

I i t b i d li l ã d d i i» Impairment e baixa de poços secos explicam elevação das despesas operacionais

21

Abastecimento 3T11 vs 4T11

( $ lh )Evolução do Lucro Operacional

(R$ milhões)

(4.086) 1.584 (1.118)

(3.350) 1.047 (579)(6.502)( )

3T11          R lt d

Efeito preço na it

Efeito volume na it

Efeito custo édi CPV

Efeito Volume no CPV

Despesas O i i

4T11           R lt dResultado 

Operacional receita receita médio no CPV CPV Operacionais  Resultado 

Operacional

» Incremento dos preços do diesel e gasolina não compensou a depreciação cambial média de 10% no 4T11

» Maior participação de produtos importados no volume de vendas, especialmente gasolina

» Aumento dos preços médios de aquisição/transferência de petróleo

22

» Efeito volume na receita negativo em função de maior volume de exportações em andamento no 4T11

Investimentos

R$ 72,5 bilhõesR$ 87,5 bilhões

PLANO ANUAL DE NEGÓCIOS 2012 INVESTIMENTOS REALIZADOS 2011

5% 5% 5%

48%38%

E&P Ab i G&E I i l O

» E&P: Foco no aumento da capacidade de produção e no desenvolvimento do pré‐sal

E&P Abastecimento      G&E Internacional      Outros

» E&P: Foco no aumento da capacidade de produção e no desenvolvimento do pré‐sal

» Abastecimento: modernização e ampliação do parque de refino, melhora da qualidade dos derivados eem ativos petroquímicos

» G&E: consolidação do 1º ciclo de investimentos (infraestrutura e logística de gás natural)

» Apreciação cambial média de 5% em 2011 contribuiu para redução do valor total dos investimentos emReais

23

Endividamento

22% 24% 30%

40%

50%

4,5

5,5

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

1,03 1,03 1,071,41 1,66

16% 17% 17%22% 24%

0%

10%

20%

30%

1,5

2,5

3,5

‐20%

‐10%

‐0,5

0,5

4T10 1T11 2T11 3T11 4T11

R$ Bilhões 31/12/11 31/12/10

Endividamento de Curto Prazo 19,0 15,1» Captações de US$ 18 bilhões em 2011, sendo

Endividamento de Longo Prazo 136,6 100,9

Endividamento Total 155,6 116,0

(‐) Disponibilidades ajustadas* 52,6 55,0

p ç $ ,US$ 9,6 bilhões em emissões de Bonds,inclusive em euros e libras

» Fev. 2012, captação de U$ 7 bilhões em quatro= Endividamento Líquido 103,0 61,0

US$ Bilhões 31/12/11 31/12/10

Endividamento Líquido 54,9 36,6

tranches de 3, 5, 10 e 30 anos, contribuindopara a redução do custo de capital

* Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias 24

Informações:

Relações com Investidores

+55 21 3224-1510

petroinvest@petrobras.com.br

25