1

Março de 2011

Paulo Campos Gerente de Relacionamento com Investidores

Estratégia, Crescimento e Resultados

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 2010 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:

AVISO

3

DESAFIO DA OFERTA MUNDIAL DE PETRÓLEO -

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Desafios da Oferta

2020: 43 – 48 MM bpd

2030: 65 – 78 MM bpd

2020: 43 – 48 MM bpd

2030: 65 – 78 MM bpdDeclínio projetado na produção

Adição de Capacidade Requerida

Desenvolvimento Sustentável

Força do Hábito

28%

59%

13%

Fonte: Estimativas a partir de dados da WoodMackenzie

Produção oriunda da reavaliações das reservas existentes (novas estimativas de oil-in-place e aumento nos fatores de recuperação)

Produção proveniente de reservas não descobertas ou reservas descobertas sem plano de desenvolvimento

Produção atualmente em desenvolvimento com operação prevista para o curto e médio e prazo

83% da oferta deve vir da reavaliação de reservas existentes e de reservas ainda não descobertas ou ainda não comerciais

Taxa natural de declínio requer o descobrimento de novas reservas para atender a demanda mundial de Petróleo

4

PETROBRAS: UMA EMPRESA DE ENERGIA INTEGRADA DE CLASSE MUNDIAL

Produção de Óleo e Gás em 2009 (milhões boe/d)

Capacidade de Refino em 2009 (milhões boe/d)

Reservas Provadas em 2009 – SEC (bi boe)

Nota: As companhias comparáveis selecionadas acima tem a maioria do seu capital negociado em mercado

Fonte: PFC Energy WRMS (barris por dia, considerando % da participação da companhia e incluindo as JVs) e Bloomberg

Gás

Óleo

3,9 3,9

3,22,7 2,5 2,5

2,21,7

0,6

BP XOM RDS CVX COP TOT ENI BG

6,3

3,62,9 2,7 2,6

2,2 2,2

0,70,3

XOM RDS COP BP TOT CVX ENI STL

Gás

Óleo

23,0

18,0

13,912,2 11,3

10,3 10,1

6,45,2

XOM BP RDS CVX COP TOT ENI STL

Óleo Gás

369

237209

184

138 126100

6744

XOM PBR RDS CVX BP TOT COP ENI STL

Valor de Mercado (US$ bi) – 31 de Dezembro de 2010

5

E&P

RTC

G&E

Petroquímica

DESENVOLVIMENTO DE OPORTUNIDADES ÚNICAS REQUER INVESTIMENTO SUBSTANCIAL

53%

33%

2%1%2%8%

1%

Fluxo de Caixa Operacional Projetado 2010-2014

8080

Plano de Negócios 2010-2014US$ 224,1 bilhões

163163Preço Médio de Venda (R$/barril)Preço Médio de Venda (R$/barril)

Brent Médio (US$/bbl)Brent Médio (US$/bbl)

Taxa de Câmbio (R$/US$)Taxa de Câmbio (R$/US$) 1,781,78

Principais Premissas

Fluxo de Caixa Operacional

(após dividendos)US$ 155 bilhões

InvestimentosUS$ 224 bilhões

CaixaUS$ 11 bilhões

Fonte Uso

Amortização de Dívida

US$ 38 bilhõesCaptações

(Dívida + Equity)US$ 96 bilhões

• Retorno de 14% nos projetos do Plano de Investimentos

Distribuição

Biocombustível

Corporativo

Brasil95%

Internacional5%

6

20

25

30

bilhões boe ~ 28-30 bi boe~ 28-30 bi boe

5

10

15

0

* Critério SPE

Estimativa mais alta 10

Estimativa mais alta 10

Estimativa mais baixa 8

Estimativa mais baixa 8

55

Produção Acumulada

Brasil1953 - 2010

Reservas Provadas

Brasil1953 - 2010

Reservas Provadas

Brasil (SPE 2010)

Volume Potencial Recuperável (Lula,

Cernambi, Iara, Guará e Parque das Baleias), de 8,2 a

9,8

Cessão Onerosa

Reservas Provadas+

Volume Potencial Recuperável

+Cessão Onerosa

29

14

15

AUMENTANDO AS RESERVAS

Os volumes recuperáveis, incluindo a cessão onerosa, do Pré-Sal da Bacia de Santos poderá dobrar as reservas Brasileiras.Os volumes recuperáveis, incluindo a cessão onerosa, do Pré-Sal da Bacia de Santos poderá dobrar as reservas Brasileiras.

7

PRÉ-SAL - PRÉ-SAL - NOVA PROVÍNCIA COM ALTO POTENCIAL E BAIXO RISCONOVA PROVÍNCIA COM ALTO POTENCIAL E BAIXO RISCO

Blocos ConsórcioBC-60 BR (100%)

Jubarte Cachalote Balia Franca Baleia Azul Baleia Anã

EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)

Blocos ConsórciosBMS-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%)

BR (80%), PTG (20%)

1.1-2 bi boer

8,3 bi boer

3-4 bi boer

Distancia da Terra = 300 kmÁrea Total = 15.000 km2

1,5-2 bi boer

Lula Cernambi

8

1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.792 1.855 1.971 2.100

2.980

3.950

252 251 265274 277 273 321 316

384

623

1109

35 161 168163 142 126 124 141

146

176

203

85 94 96 101 110 10097

93

128

120

22

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2014 2020

Produção de Petróleo Brasil Produção de Gas Brasil Produção Petróleo Internacional Produção de Gás Internacional

META DE PRODUÇÃO: PETRÓLEO E GÁS - 2010-2020(M

il b

oe

/dia

)

2.4002.4002.3012.3012.2972.2972.2172.217

2.0202.0202.0372.0371.8101.810

2.5252.525

4,9% p.a.4,9% p.a.

2.7232.723

5.3825.382

3.9073.907

7,1% p.a.7,1% p.a.

1.183

152

Pré-SalPré-Sal

241

1, 078

o Curva de produção doméstica consistente com o PN anterior

o Curva de produção internacional tem sua meta reduzida em função de menores investimentos

o A atual curva de produção não leva em consideração a cessão onerosa

9

P-57180 mil bpd

2 milhões m3/d gás

Cidade de Angra dos Reis100 mil bpd

5 milhões m3/d gás

TLD Guará 30 mil bpd

CRESCIMENTO DA PRODUÇÃO

2.1002.004

2010 2011E

Produção Brasil

TLD Aruanã

P-56Marlim Sul

Principais premissas para alcance da meta de produção de 2011:

o Previsão de 60 novos poços offshore, adicionando na média diária do ano:

Principais novos projetos2010

Principais novos projetos 2011

SS-11 (TLD de Tiro)30 mil bpd

Uruguá-Tambaú35 mil bpd

10 milhões m3/d gás

TLD Lula NE

Mexilhão

TLD Carioca NE

TLD Cernambi (Iracema)

+/- 2,5%

i) 120 mil barris em poços de desenvolvimento em plataformas já existentes (concessões de Caratinga, Marlim Sul, Marlim Leste e Roncador)ii) 55 mil barris da P-57 iii) 30 mil barris da P-56 (entrada em julho/2011)iv) 30 mil barris da Bacia de Campos (Marlim, Albacora e TLD Aruanã)v) 30 mil barris do Pré-sal da Bacia de Santos

(mil

bpd)

10

INVESTIMENTO NO PARQUE ATUAL DE REFINOINVESTIMENTO NO PARQUE ATUAL DE REFINO

A expectativa de crescimento da curva de produção da Companhia torna necessária a ampliação da capacidade de refino para garantir a integração das suas atividades

Refinarias Capacidade (Tbpd)

Carga (Tbpd)

Paulínia - Replan (SP) 365 348

Landulpho Alves - Rlam (BA) 323 261

Duque de Caxias -Reduc (RJ) 242 243

Henrique Lage - Revap (SP) 251 236

Alberto Pasqualini - Refap (RS) 189 148

Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR) 189 169

Pres. Bernardes - RPBC (SP) 170 153

Gabriel Passos - Regap (MG) 151 132

Manaus - Reman (AM) 46 41

Capuava - Recap (SP) 53 42

Fortaleza - Lubnor (CE) 7 6

TOTAL BRASIL 1,986 1,779

RLAM

REGAP

REDUC

REVAP

REPLAN

RECAPRPBCREPAR REFAP

LUBNORREMAN

Os limitados investimentos ao longo dos últimos 25 anos e a crescente demanda do mercado doméstico também apontam para a necessidade de novos investimentos no refino

10

11

PRODUÇÃO NACIONAL, REFINO E DEMANDA

3.950

3.1962.794

2.3562.260

2.980

1.9331.791

1.971

1.036

1.393

181

2009 2014E 2020E

Mil bpd

110%

132%

• Atualmente a produção e demanda nacionais superam a capacidade de refino

• Até 2014, projeta-se exportações próximas de 1 milhão de bpd, apesar da expansão da capacidade de refino para atender o aumento da demanda

• Atualmente a produção e demanda nacionais superam a capacidade de refino

• Até 2014, projeta-se exportações próximas de 1 milhão de bpd, apesar da expansão da capacidade de refino para atender o aumento da demanda

Carga fresca processadaProdução Demanda de Derivados

124%

1980

13%

Produção como % do refino

Petrobras tem uma posição única no Refino, uma vez que é praticamente a única operadora em um mercado em grande crescimento e de escala continental.

12

Throughput(451 mil BPD)

QUALIDADE E MELHORIA OPERACIONAL

Investimento Total RTC$73.6 bilhões (2010-2014)

Produção

● Qualidade e Conversão– Remoção de enxofre (regulatório) e

maior processamento de petróleo pesado nacional

● Melhoria Operacional– Logística, padrões mais elevados de

segurança, normas ambientais mais rigorosas

50%

29%

11%

6%3% 1%

Capacidade Adicional Qualidade e ConversãoMelhoria Operacional Expansão da FrotaLogística para Petróleo Internacional

Investimento Total: US$ 73.6 billhõesInvestimento Total: US$ 73.6 billhões

● Capacidade Adicional

● Novas refinarias são econômicas, apesar dos custos elevados:– Evita custos logísticos de US$ 8.0 /bbl– Incentivo tributário de US$ 10,000 por bbl/dia de capacidade– Captura o diferencial leves/pesados

Pesado20º api

Pesado14-18º api

Médio 25-28º api

Diesel

Coque

GLP

Outros

Nafta

QAV9%

62%

29%150

104

230

1647

47

69

291

4218

52

Projeção de Importação no Brasil em 2014 sem

capacidade adicional de refino

Projeção de Importação no Brasil em 2014 sem

capacidade adicional de refino

• Principais produtos importados• Sem produção adicional de gasolina

Refinarias Planejadas para Substituir Importações

13

DEMANDA NACIONAL E CAPACIDADE DE REFINO

403

769937

1.187

826

1.016

1.155

452338

0

1.000

2.000

3.000

Mil bpdMil bpd

1.933

2.356

1.831

2.260

REPLANRevamp

U200+PAM33 mil bpd

(2010)

2020

...

3.196

2.794

2009 20142010

Gasolina Diesel Outros

...

Carga Fresca Processada

Clara Camarão

2010

RNE230 mil bpd

(2013)

COMPERJ(1º trem)

165 mil bpd(2013)

PREMIUM I(1ª fase)

300 mil bpd(2014)

PREMIUM I(2ª fase)

300 mil bpd(2016)

PREMIUM II300 mil bpd

(2017)

COMPERJ(2º trem)

165 mil bpd(2018)

• Produção doméstica responderá por 91% da carga fresca processada em 2020 • Primeira fase do Comperj agora é uma refinaria• O programa de investimentos, focado no aumento da capacidade de conversão, pretende

reduzir a produção de óleo combustível e o déficit de destilados

• Produção doméstica responderá por 91% da carga fresca processada em 2020 • Primeira fase do Comperj agora é uma refinaria• O programa de investimentos, focado no aumento da capacidade de conversão, pretende

reduzir a produção de óleo combustível e o déficit de destilados

14

INVESTIMENTOS EM GÁS, ENERGIA E GÁS QUÍMICA 2010-2014INVESTIMENTOS EM GÁS, ENERGIA E GÁS QUÍMICA 2010-2014Transição do investimento em infra-estrutura para flexibilidade da demanda de gásTransição do investimento em infra-estrutura para flexibilidade da demanda de gás

GNL

Malha Plantas de gás-química (Fertilizantes, amônia)

• Fechamento do ciclo de investimentos na

ampliação da malha de transporte de gás

natural

• Consolidação do investimento em

geração de energia: termoelétrica, eólica

e biomassa

• Atuação na cadeia de GNL para

escoamento do gás do pré-sal

• Maiores investimentos na conversão do

gás natural em uréia e amônia

Investimentos 2010-14Investimentos 2010-14US$ 17,8 bilhõesUS$ 17,8 bilhões

15%

23%

32%

30%

5,7

4,1

2,7

5,3

Energia Elétrica

15

SEGMENTO DE NEGÓCIO DE BIOCOMBUSTÍVEISSEGMENTO DE NEGÓCIO DE BIOCOMBUSTÍVEISCrescente expansão e integração com o mercado de derivadosCrescente expansão e integração com o mercado de derivados

2.600

886

2010 2014

+193%

Mil

m³/

an

o

Produção de Etanol

1.055

449

2010 2014

Exportação de Etanol

+135%

507

747

2010 2014

Meta de Capacidade de Produção de Biodiesel no Brasil

+47%

Mil

m³/

an

o

Mil

m³/

an

o

2,0

0,4

0,4

0,7

Etanol Biodiesel P&D Logística

INVESTIMENTOS 2010-2014: INVESTIMENTOS 2010-2014: US$ 3,5 BilhõesUS$ 3,5 Bilhões

16

o Recordes de produção de petróleo no Brasil: o Diário: 2.256 mil barris, em 27 de dezembroo Mensal: 2.122 mil barris/dia em dezembro o Anual: 2.004 mil barris/dia em 2010

o Produção internacional cresceu 3% e atingiu 245 mil bbld;

o Declaração de Comercialidade de Lula e Cernambi e entrada em operação do sistema piloto de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos;

o Reservas provadas alcançaram 15,986 bilhões de boe pelo critério SPE/ANP. Pré-Sal contribuiu com 1,071 bilhão de boe da Bacia de Santos e 0,210 bilhão da Bacia do Campos;

DESTAQUES DE 2010

FPSO Cidade de Angra dos Reis

Volume de vendas de derivados no mercado brasileiro elevou em 11% e o de gás natural em 33%;

o Realização da maior oferta pública de ações da história, captando R$ 120,2 bilhões;

o Direito de produzir, em áreas do pré-sal, o volume de 5 bilhões de boe, através do Contrato de Cessão Onerosa;

o Investimentos de R$ 76.411 milhões em 2010, ante R$ 70.757 em 2009.

17

Cernambi SulCernambi SulCernambi SulCernambi Sul

Guará SulGuará SulGuará SulGuará Sul

Iara HorstIara HorstIara HorstIara Horst

Carioca NECarioca NECarioca NECarioca NE

Lula SulLula SulLula SulLula Sul

Piloto Lula IG1Piloto Lula IG1Piloto Lula IG1Piloto Lula IG1

Concessão

Cessão Onerosa

Realizações de 2010

17

PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS

o 9 sondas operando no cluster, com expectativa de até 3 novas unidades;

o 4 poços com perfuração já concluída, com meta de 20 poços no ano;

o Início do Sistema de Lula NE (BM-S-11): 1S11;

o Início do TLD de Carioca NE (BM-S-9): 2S11;

o Início de produção do sistema de Cernambi Sul (BM-S-11): final de 2011.

o Contrato de Cessão Onerosa para produção de 5 bilhões;

o Início do Projeto Piloto FPSO Cidade de Angra dos Reis em Lula;

o Início do TLD de Guará;

o 8 novos poços perfurados, totalizando 20 poços no Pré-sal na Bacia de Santos.

Atividades para 2011

Libra (ANP)Libra (ANP)Libra (ANP)Libra (ANP)

Guará NorteGuará NorteGuará NorteGuará Norte

Piloto Lula P7Piloto Lula P7Piloto Lula P7Piloto Lula P7

Poços em perfuração, completação ou avaliação

18

2005 2010 2010

Por Tipo (Brasil)Por Região

RESERVAS PROVADAS (critério ANP/SPE)

2009 Produção Incorporação 2010

Reservas Provadas 2010 vs. 2009

Águas Rasas (0-300m)

Águas Ultra Profundas(>1.500m)

Águas Profundas(300-1.500m)

Terra

Brasil

Internacional

14.86515.986

o 18 anos consecutivos de reposição de reservas no Brasil;

o No Brasil, índice de reposição de reserva de 240% e relação R/P de 19,2 anos;

o Lula e Cernambi contribuíram com 1,071 bilhão de boe para as reservas provadas de 2010.

(0.869)1.990

milh

ões

de b

oe

19

20

70

120

170

220

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

PMR EUA PMR Petrobras

R$/bbl

o Política de preços de alinhamento aos preços internacionais no longo prazo;o PMR em reais estável em 2010 ante 2009, em dólares passou de US$ 79,52 em 2009 para US$ 89,95 em 2010; o Spread óleo leve/pesado - retorno aos níveis históricos.

PREÇOS DE REALIZAÇÃO

747370

3249

6472

80

86

7778

44

5968

75 76

20

40

60

80

100

120

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

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

US$/bbl

Média 2010PMR Petrobras: 158,26 PMR EUA: 150,67

Média 2009PMR Petrobras: 157,50PMR EUA: 129,97

20

147,02

134,51

140,16

129,73

137,23

CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL

16,51

26,53

16,95

26,87

17,54

26,37

18,46

24,26

17,34

26,13

4T09 1T10 2T10 3T10 4T10

43,4743,04 43,82 43,91 42,72

86,48

76,8678,3076,24

74,56

9,51

15,23

9,40

14,33

9,79

14,71

10,60

14,07

10,29

15,29

4T09 1T10 2T10 3T10 4T10

25,5824,74 23,73 24,50 24,67

o No comparativo 4T10 vs. 3T10:o O indicador reduziu 6%, em Reais, em função dos menores gastos com pessoal, dos efeitos cambiais e maior

produção no 4T10;o Maiores participações governamentais devido ao acréscimo do preço médio de referência do petróleo

nacional.

R$/barril US$/barril

Custo de ExtraçãoBrent Part. Governam.

21

2010

200

299

497

316

615697

82

BALANÇA COMERCIAL(m

il ba

rris

/dia

)

ÓleoDerivados

12.32718.07715.201

19.611

2009 2010

Importações Exportações

+ US$ 2.874

Volume Financeiro

+ US$ 1.534

2009

227

152

397478

156

549

705

Exportações Importações Exportações Líq. Exportações Importações Exportações Líq.

ÓleoDerivados

o Aumento das importações de derivados em 2010 refletem o crescimento na demanda do mercado interno, com destaque para o diesel e a gasolina;

o Crescimento das exportações de petróleo decorre do aumento da produção e da disponibilidade gerada pela parada programada na Replan.

(US$ Milhões)

22

INVESTIMENTOS 2010 vs 2009

R$ 70,8 bilhões2009

R$ 76,4 bilhões2010

E&P43%*

G&E - 9%*

Abast37%*

Inter - 6%

Outros 5%

(%)

8%

E&P45%*

G&E - 15%*

Abast24%*

Inter - 10%

Outros 6%

(%)

*Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs

o E&P: Crescimento dos investimentos para desenvolvimento do pré-sal;

o Abastecimento: Destaque para investimentos na melhora de qualidade dos derivados, expansão da capacidade interna, conversão e em ativos petroquímicos;

o G&E: infra-estrutura em fase complementar - melhora no transporte de gás natural.

23

o Nível de alavancagem da Petrobras apresentou queda abrupta no ano (2009: 31%; 2010: 17%) em função da capitalização;

o Ao término do ano, o endividamento líquido caiu 15% e as disponibilidades ajustadas (inclui títulos públicos federais) cresceram 92%.

ENDIVIDAMENTO

R$ Bilhões 31/12/10 31/12/09

Endividamento de Curto Prazo 15,7 15,6

Endividamento de Longo Prazo 102,2 86,9

Endividamento Total 117,9 102,5

Disponibilidades 30,3 29,0

Títulos públicos federais 25,5 -

Disponibilidades ajustadas 55,8 29,0

Endividamento Líquido 62,1 73,4

Dívida líquida/Ebitda 1,0X 1,2X

US$ Bilhões 30/12/10 30/12/09

Endividamento Líquido 37,3 42,2

17%

28%26% 28%31% 32% 34%

16%

1,000,95 1,00 1,23 1,35 1,520,95 0,94

-1-0,5

00,5

11,5

22,5

33,5

44,5

55,5

6

1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%Endiv. Líq/Cap. Liq Dívida Líquida/Ebitda

24

46.4 38.4 55.6 59.4 60.1

69,295,7 111,1

136,6158,2 170,6

215,1182,7

213,3

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Receita Operacional Líquida (R$ bilhões)

Lucro Líquido (R$ bilhões)

17,8 16,923,7 25,9

21,5

33,0 35,2

1,4

30,1

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

RESULTADOS FINANCEIROS (BR GAAP)

25

Dividend Yield: Dividendo declarado para cada ano / Preço por ação ao final do mesmo ano

28,2%32,2%

29,9% 29,9%27,2% 28,4%

33,5%30,5%

35,5%

28,2%30,3% 29,0%

31,4%31,5%29,9%29,7%29,6%31,3%

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

% do Lucro Líquido % do Lucro Líquido Ajustado

4,8%

1,4%

4,1%2,3%

3,4%1,7%

4,9%

2,6%3,8%3,3%3,9%4,3%

6,2%

3,7%4,3%4,7%

6,8%5,4%

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Ações Ordinárias Ações Preferenciais

Dividend PayoutDividend PayoutDividend PayoutDividend Payout

Dividend YieldDividend YieldDividend YieldDividend Yield

DIVIDEND PAYOUT E DIVIDEND YIELDDIVIDEND PAYOUT E DIVIDEND YIELD

2626

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