Divulgação de Resultados

1º de Março de 2011

Teleconferência/Webcast

Almir Guilherme Barbassa

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

Divulgação de Resultados

4º trimestre de 2010 e exercício de 2010

(legislação societária)

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:

o Recordes de produção de petróleo no Brasil: o Diário: 2.256 mil barris, em 27 de dezembro o 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

o Entrada em operação de 6 novos sistemas de produção e 2 unidades de tratamento de gás natural; o 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;

4

PRINCIPAIS INDICADORES

E&P ABAST G&E DISTRIBUIÇÃO INTER.

2010 2009 ∆%

Lucro Líquido (R$/milhões) 35.189 30.051 17%

EBITDA (R$/milhões) 60.323 59.502 1%

PMR (R$/bbl) 158,43 157,77 0,4%

PMR (US$/bbl) 89,95 79,52 13%

Brent (US$/bbl) 79,47 61,51 29%

Dólar médio de venda (R$) 1,76 2,00 -12%

Produção (mil bbl/dia) 2.583 2.526 2,3%

Inflação (IPCA) 5,91% 4,31% 37%

EBITDA por segmento* (R$ milhões)

2.288 2.338 238 245

PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS - 2010 VS 2009

2.288

2.583

2.526

_2.338

Produção Total (média diária)

_{Produção Doméstica (média diária)}

Brasil Internacional

Óleo e GNL Gás Natural

o Aumento da capacidade instalada de produção de óleo em 2010 em 375 mil bpd, sendo que maior parte dessa entrada ocorreu no 4T10 - 310 mil bpd;

o Ampliação da capacidade instalada de gás natural em 17 milhões m3_/d;

o Impactaram crescimento da produção: paradas não programadas solicitadas pela ANP, necessidade de reduzir a produção de Marlim Leste para recuperar a pressão do reservatório e atrasos para entrada em

2% 3%

+2%

2% 5%

P-57 180 mil bpd 2 milhões m3_{/d gás}

Cidade de Angra dos Reis 100 mil bpd 5 milhões m3_{/d gás} TLD Guará 30 mil bpd

CRESCIMENTO DA PRODUÇÃO

Produção Brasil

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 projetos

2010

Principais novos projetos 2011 SS-11 (TLD de Tiro) 30 mil bpd Uruguá-Tambaú 35 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

(m il b p d )

DESCOBERTAS 2009/2010: CARBONATOS ALBIANOS E DO

PRÉ-SAL NA BACIA DE CAMPOS

Carbonato albiano do pós-sal: 1.105 MM bbl Carbonatos do pré-sal: pelo menos 780 MM bbl

PAMPO

Carbonato Albiano

Carbonatos do Pré-sal

Albiano e Carbonatos do Pré-sal

ARUANÃ

Volumes recuperáveis:

Cernambi Sul

Guará Sul

Iara Horst

Carioca NE

Lula Sul Piloto Lula IG1

Concessão Cessão Onerosa

Realizações de 2010

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)

Guará Norte

Piloto Lula P7

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 14.865 15.986

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 m ilhõ es d e b o e

SONDAS DE PERFURAÇÃO

Até 900m (3000´) De 900 a 1500m (5000´)

De 1501 a 2286m (7500´) Acima de 2286m

Evolução da Frota Petrobras (unidades em operação em cada ano) o Aprovação da contratação/afretamento do 1º lote de 7 sondas a

serem construídas no Brasil: o Entregas a partir de 2015

o Requisito de conteúdo nacional de 65%

o Chegada de 14 sondas em 2011, sendo 12 para operar em LDA maior ou igual a 2.000m, com a frota alcançando 60 unidades;

o Continuidade do processo de contratação de 28 unidades;

o 7 sondas iniciarão atividades em 2012.

CONTEÚDO LOCAL

Plataforma construída recentemente: P-57:Brasfels– RJ

Capacidade: 180 mil bpd de óleo

Valor: US$ 1,2 bilhão

Entregue dois meses antes do previsto

8 FPSOs (pré-sal):Ecovix – Rio Grande - RS

P-56 e P-61: Brasfels –RJ

P-58: Estaleiro Rio Grande –RS , UTC Engenharia S/A – RJ e EBE – RJ.

P-62: Jurong – Cingapura (adequação casco)/ Estaleiro Atlântico Sul -PE

P-55: Estaleiro Atlântico Sul – PE (casco) /QUIP- RS (módulos)

P-63: QUIP – RS

FPSO Cidade de Paraty: Brasfels -RJ

FPSO Cidade de São Paulo: Brasfels -RJ

Em Construção:

Em Construção:

Encomendas de Plataformas

Em Construção:

o Índice de conteúdo local passou de 57% em 2003 para 74% em 2010

o P-57 foi entregue em 32 meses, com dois meses de antecedência e valor competitivo com os preços internacionais. Redução de tempo e custo nas construções;

o Crescimento de 900 novos fornecedores por ano no cadastro corporativo da Petrobras; o Existem 13 novos estaleiros em implantação que elevarão o total para 50*.

22 27 6 1 0 10 20 30 40 50 60 70

GÁS NATURAL 2009/2010

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

525,0

1.837,0 Geração Elétrica a Gás Natural

(média MW) GÁS NATURAL 2009:2010 457 1.069 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 510 1.790 2.859 2009 967 +196% 2010 Petrobras Terceiros

AUMENTO DA UTILIZAÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA

Maior produção de QAV na REPLAN

226 205

163

+39%

Maior carga na REPLAN*

172 86 61 +184% Potencial Pós aquisição Antes

Mais óleo Nacional na REFAP

kbpd kbbl/mês 88 62 53 +66% kbpd

Maior produção de diesel na REVAP 9% S1800 S500 S50 15% 76% 66% 35%

Maior qualidade de diesel na REVAP

(%) kbpd

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

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

US$/bbl Média 2010 PMR Petrobras: 158,26 PMR EUA: 150,67 Média 2009 PMR Petrobras: 157,50 PMR EUA: 129,97

782 859 841 366 379 414 212 230 219 509 565 578

4T09

3T10

4T10

Derivados

247

360

363

4T09

3T10

4T10

Gás Natural

VENDA DE DERIVADOS E GÁS NATURAL NO

MERCADO INTERNO

o No ano, venda de derivados no mercado interno cresceu 11% em relação a 2009, superando crescimento da economia brasileira (7%);

o Forte crescimento da venda de gás natural (33%) em 2010;

o Vendas no mercado interno estáveis no comparativo 4T10 vs 3T10, destacando-se:

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 43,47 43,04 43,82 43,91 42,72 86,48 76,86 78,30 76,24 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 25,58 24,74 _{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 Extração Brent Part. Governam.

2010

BALANÇA COMERCIAL

Volume Financeiro

2009

Exportações Importações Exportações Líq. Exportações Importações Exportações Líq.

Óleo Derivados

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.

(R$ milhões)

LUCRO OPERACIONAL 2010 vs 2009

o Aumento de receitas em função de elevação da demanda doméstica por derivados (11%), com destaque para diesel (9%), gasolina (17%) e QAV (19%);

o Contribuiu para este ganho o aumento de produção e a elevação dos preços de venda do óleo (38%, em Dólares), que superou a a alta do Brent (29%, em Dólares);

o Alta do CPV em função do forte crescimento da importação de derivados (97%) e o aumento dos gastos com participações governamentais. 2009 Lucro Operacional Receita de Vendas CPV Despesas de vendas, gerais e adm. 2010 Lucro Operacional 45.997 47.057 30.440 (27.345) (145) Demais despesas (1.890)

(R$ Milhões) 2010 Lucro Líquido 30.051 1.060 2.725 273 (196) (1.305) 2.581 2009 Lucro Líquido Impostos Lucro atribuível aos não Control. Resultado Financeiro Participação em Invest. Lucro Operacional

LUCRO LÍQUIDO 2010 vs 2009

o Elevação do ganho operacional em função de maiores volumes de vendas de derivados no mercado doméstico e maiores preços de exportação;

o Melhor resultado financeiro líquido, por conta de ganhos cambiais sobre o endividamento líquido em 2010, enquanto em 2009 ocorreram perdas cambiais apuradas sobre o saldo médio dos ativos líquidos em Dólar; o Menor resultado atribuível a não controladores decorreu, especialmente, do efeito cambial positivo sobre o

R$ milhões 4T10 3T10 ∆$ ∆% Receita de Vendas 54.492 54.739 (247) -0,5% CPV (35.612) (35.094) (518) 1,5% Lucro Bruto 18.880 19.645 (765) -3,9% Despesas Operacionais (7.606) (8.526) 920 -10,8% Lucro Operacional 11.274 11.119 155 1,4% EBITDA 14.584 14.736 (152) -1,0%

Resultado Financeiro Líquido 1.926 1.968 (42) -2,1%

Imposto de Renda/Contribuição Social (2.452) (3.739) 1.287 -34,4%

Participação dos Acionistas não Controladores (34) (565) 531 -94,0%

Lucro Líquido 10.602 8.566 2.036 23,8%

INVESTIMENTOS 2010 vs 2009

R$ 70,8 bilhões

2009

R$ 76,4 bilhões

2010

E&P

43%*

G&E - 9%*

Abast

37%*

Inter - 6%

Outros

5%

8%

E&P

45%*

G&E - 15%*

Abast

24%*

Inter - 10%

Outros

6%

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;

CAPEX 2011

Plano Anual de Negócios 2011

R$ 93,67 bilhões

o PAN 2011: 5,8% superior ao PAN 2010. Basicamente a mesma carteira de investimentos no PN 2010-2014, exceto pela inclusão das atividades iniciais na Cessão Onerosa.

(%)

E&P

G&E

Abast

Inter

Distr

Corp -

Biocomb.

Plano Anual de Negócios 2010

R$ 88,54 bilhões

E&P

G&E

Abast

Inter

Distr

Outros –

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 17% 28% 26% 28% 31% 32% 34% 16% 1,00 0,95 1,00 1,23 1,35 1,52 0,95 0,94 -1 -0,50 0,51 1,52 2,53 3,54 4,55 5,56 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 -20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40%

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Informações:

Relações com Investidores

+55 21 3224-1510