1. Divulgação de Resultados
4º trimestre de 2009 e exercício de 2009
(legislação societária)
Reunião APIMEC
março de 2010
1

2. AVISO
As apresentações podem conter previsões acerca Aviso aos Investidores Norte-
de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas Americanos:
expectativas dos administradores da Companhia.
Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê",
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", A SEC somente permite que as companhias de
bem como outros termos similares, visam a óleo e gás incluam em seus relatórios
identificar tais previsões, as quais, evidentemente, arquivados reservas provadas que a
envolvem riscos ou incertezas previstos ou não Companhia tenha comprovado por produção
pela Companhia. Portanto, os resultados futuros ou testes de formação conclusivos que sejam
das operações da Companhia podem diferir das viáveis econômica e legalmente nas condições
atuais expectativas, e o leitor não deve se basear econômicas e operacionais vigentes.
exclusivamente nas informações aqui contidas. A Utilizamos alguns termos nesta apresentação,
Companhia não se obriga a atualizar as tais como descobertas, que as orientações da
apresentações e previsões à luz de novas SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios
informações ou de seus desdobramentos futuros. arquivados.
Os valores informados para 2009 em diante são
estimativas ou metas.
2

3. DESTAQUES DE 2009
o 5 novos sistemas de produção - 375 mil bpd de capacidade
o Aumento de 6% na produção nacional de óleo
o Início da produção no pré-sal de Santos
o Aumento de 6% na produção de diesel com redução nas importações em
6 milhões de barris e Início da distribuição do diesel S-50
o Ampliação da malha de gasodutos
o Captação de R$ 74 bilhões
o Novo marco regulatório: cessão onerosa e capitalização
o Renovação do Dow Jones Sustainability Index
RESULTADO SÓLIDO APESAR DA
VOLATILIDADE NO PERÍODO
3

4. REPOSIÇÃO SEGUE TRAJETÓRIA SUSTENTADA
PRODUÇÃO DE RESERVAS 2010:
Reservas brasileiras são repostas a 17 anos consecutivos
DE CRESCIMENTO
Critério ANP/SPE
Bilhões boe
Reservas Brasil Reservas Internacionais
14,093 ração
: 14,169
In corpo
M boe 2,113
2,124 861 M
Pro
d
785 ução:
MM 0,992
boe
IRR: 110% 0,495
0,696
11,969 R/P: 18 anos 12,056 0,203
0,497 0,493
2008 2009 2008 2009
Pétroleo e LGN Gás Natural Petróleo e LGN Gás Natural
o 18 anos de reservas por produção no Brasil, 8 anos de reserva por produção internacional
o Pré-Sal da Bacia do Espírito Santo contribuiu com reservas de 182 milhões. As descobertas do Pré-Sal
da Bacia de Santos estão em avaliação, portanto, ainda não são consideradas reservas provadas.
o Redução das reservas internacionais devido à proibição de registro das reservas por empresas privadas
na Bolívia.
4

5. PRODUÇÃO SEGUE TRAJETÓRIA SUSTENTADA
PRODUÇÃO 2009:
Segue trajetória sustentada de crescimento
DE CRESCIMENTO
Mil boed
Produção Total Produção Nacional
+5% 2.288
+5% 2.526 2.176
2.400 317
224 238 321
2.176 2.288 1.855 1.971
2008 2009 2008 2009
Nacional Internacional Petróleo e LGN Gás Natural
o Incremento de 6% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção de plataformas
(P-52, P-54 e P-53) e entrada em operação de 5 novas unidades
o Crescimento de 6% na produção internacional devido ao aumento da produção dos campos de Akpo
e Agbami na Nigéria
o Produção de gás natural limitada pela demanda nacional
5

6. METAS DE PRODU
PRODUÇÃO 2010 ÇÃO 2010:
Entrada de novos sistemas e aumento do fator de recuperação
1º TRIMESTRE 2º TRIMESTRE 3º TRIMESTRE 4º TRIMESTRE
Gás
Piloto de TUPI Óleo pesado
TLD Tiro e Sidon Uruguá Tambaú Mexilhão
20 mil bpd 100 mil bpdI
10 milhões de m3/dia 15 milhões de m3/dia Pré sal
5 milhões m3/dia
35 mil bpd
Cachalote e TLD Tupi Nordeste
Baleia Franca 30 mil bpd
100 mil bpd
3,2 milhões m3/dia
TLD Guará
30 mil bpd
200 71
79
2.050 2.171 2.100
+ - 2,5%
META 2009 Diferença Diferença Meta 2010 Postergação Nova Meta
Meta 2009 – Meta 2010 – Ajustada de projetos 2010
Produção 2009 Meta 2009 (PN 09-13)
(PN 09-13)
6

7. ABASTECIMENTO:
Investimentos em qualidade e expansão
Investimentos do Abastecimento em 2009 Produção de Derivados (mil bpd)
Produç
R$ 17,3 bilhões 1.787 1.823
+2% 159
153
Qualidade 65 74
255 243
Complexidade 143
30% 136
34% 142 135
Novos projetos*
343 331
2%
9% Logística
25%
Outros 694 737
Ativos em construção (US$ bi)
2008 2009 2008 2009
Diesel Gasolina GLP Nafta Óleo combustível QAV Outros
US$ 11,9 US$ 22,7
o Aumento de 6,2% na produção de diesel e redução de 5% na produção de óleo combustível
o Redução do volume de importação de diesel em 6 milhões de barris
○ Aumento de 178% no volume de petróleos ácidos e ultra-ácidos processados
○ Grandes investimentos para melhorar a qualidade dos combustíveis
○ Início da produção do Diesel S-50 em 3 refinarias (REDUC, REPLAN e REGAP)
○ 1 nova unidade de Hidrotratamento e 2 novas de Propeno
7
* Inclui RNEST, Comperj, Petroquímica de Suape e Plangás

8. VENDA DE DERIVADOS E GÁS NATURAL 2009:
GÁ
Cresce a venda no mercado interno
Derivados Gás Natural
+2 %
1.849
1.762 1.810
Mil barris/dia
434 492 489
311
211 222 212 244 247
364 327 366
753 769 782
4T08 3T09 4T09 4T08 3T09 4T09
Diesel Gasolina GLP Outros
o Aumento na venda de diesel em razão da recuperação da economia nacional (importações reduziram
em 43%)
o Crescimento da venda de gasolina devido à perda de competitividade do etanol
o Manutenção da venda de gás natural em níveis reduzidos devido à menor demanda termoelétrica
8

9. INVERSÃO DO PERFIL DA BALANÇA COMERCIAL DA COMPANHIA
(mil barris/dia)
Derivados
2008 2009 Petróleo
673 705
571 549
227
234
197 152
439 478 156
373 102 397
Exportação Importação Exportação Exportação Importação Exportação
Líquida Líquida
Volume Financeiro (US$ Milhões) o Crescimento de 5% da produção de petróleo no
Brasil e redução de 23% no volume total de
- US$ 927 + US$ 2.874 derivados importados geraram superávit
volumétrico de 156 mil bpd na balança comercial
22.173 21.246
12.327 15.201 o Programa de Maximização de Diesel contribuiu
para a redução de 43% das importações de Diesel
o Reversão do saldo financeiro, a favor da Cia., foi de
2008 2009 US$ 3,8 bilhões no comparativo 2009/2008
Importação Exportação
9

10. CONSOLIDAÇÃO DA INFRAESTRUTURA DE GÁS NATURAL E PRODUÇÃO
DE ENERGIA
o Consolidação da infra-estrutura de
transporte de gás natural e de geração
de energia elétrica. Destaque para:
Gasoduto Urucu-Coari-Manaus e
Gasoduc III – 844 KM de
extensão e capacidade de 44,1
milhões de m3/dia de GN
o Terminais de regaseificação de
GNL da Baía de Guanabara e
Pecém - 27 Milhões de m3/dia
o Maior flexibilidade na oferta de gás:
o Novas modalidades da venda
de GN e energia elétrica por
meio de contratos de curto
prazo e acordos comerciais no
mercado secundário de gás
permite venda média de 4,7
Milhões de M3/dia de GM em 9
leilões
o Diversificação da sua carteira de
geração concluindo seu primeiro ciclo
de investimentos
10

11. CUSTOS:
Bem sucedida política de otimização de custos
polí otimizaç
Contratação
o Nova licitação de serviços e equipamentos da Refinaria Abreu e Lima
economia de R$ 7 bilhões
o Renegociação de preço dos 8 cascos dos FPSOs para o pré-sal e dos FPSOs
de Guará e Tupi Nordeste
o Nova licitação das plataformas P-61 e P-63 redução de US$ 420 milhões
o Estratégia de contratação para novas sondas de perfuração
Projeto Contratação
Otimização de
o 8 FPSOs replicantes para o pré-sal
Custos
o P-56 clone da P-51 Projeto
o Realocação do FPSO Capixaba de Golfinho para o Parque das
Baleias
Cultura
Cultura Corporativa
o Redução de R$ 750 milhões em gastos administrativos
o 6 mil sugestões recebidas dos empregados
11

12. IMPACTO DOS PREÇOS EM 2009:
PREÇ
Volatilidade dos preços internacionais, estabilidade dos preços no mercado doméstico
Média 2009
Petróleo Petrobras (US$/bbl) Brent (US$/bbl) 270
R$/bbl
121 PMR Petrobras: 157,77
120,00 115
PMR EUA: 130,06
105 220
100,00 97
89 101
86 170
US$/bbl
80,00
75 77 75
68
70
60,00 64
59 64
120 Média 2008
55
PMR EUA: 194,71
49
48 44 70
40,00
PMR Petrobras: 176,41
32
20,00 20
3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09
jun-07 set-07 dez-07 mar-08 jun-08 set-08 dez-08 mar-09 jun-09 set-09 dez-09
o Aumento das cotações da commodity, maiores volumes exportados e redução do desconto entre óleo
leve/pesado beneficiaram o resultado de 2009.
o PMR Petrobras, em Reais, estável, apesar da volatilidade de curto prazo
o Convergência dos preços dos derivados no mercado doméstico e internacional no longo prazo
o Margens do refino positivas em 2009, contribuindo para o bom resultado do Abastecimento (receita
estável, menores custos)
12

13. SIGNIFICATIVA REDUÇÃO DO CPV GEROU EXPRESSIVOS GANHOS DE
MARGENS
R$ milhões 2008 2009
Receita Operacional 182.710 15%
Líquida 215.118
(109.037)
CPV (141.623) 23 %
73.673
Lucro Bruto
73.495
Despesas (27.545)
Operacionais (27.545)
46.128
Lucro Operacional (1) 45.950
(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos
o Queda na ROL: menores preços do óleo (2008: R$ 150; 2009:R$ 105) e PMR (2008: R$ 176; 2009:R$ 158)
o Forte redução do CPV: menor custo de extração com Part. Governamental e redução dos preços do óleo e dos
derivados importados
o Expurgando a despesa extraordinária com a Participação Especial no Campo de Marlim (3T09:R$ 2,065 bi),
despesas operacionais em 2009 reduziram em relação a 2008
o Apesar da queda, em 2009, de 34% do Preço Médio de Venda do Petróleo e da redução de 11% do PMR de
derivados, Lucro Operacional ficou estável em relação a 2008
13

14. IMPACTO CAMBIAL FOI DETERMINANTE PARA MENOR LUCRO LÍQUIDO
R$ milhões
2008 2009
Resultado Financeiro (2.838)
3.129
191%
Líquido
(9.977) 37%
Imposto de Renda/ (15.962)
Contribuição Social
Participação dos Acionistas (2.752) 232%
2.090
não Controladores
28.982 12%
Lucro Líquido 32.988
o Reversão da tendência do câmbio (2008: desvalorização de 32%; 2009: valorização de 26%) e aumento da
exposição cambial explicam a reversão do resultado financeiro em 2009
o Redução do IR/CSLL devido ao menor lucro, aumento do resultado em unidades no exterior com taxas
diferenciadas de imposto e de controladas cuja expectativa de utilização do benefício fiscal era remota ou de
prazo muito longo
o Reversão do resultado da Participação dos acionistas não controladores atrelado a ganhos cambiais sobre
dívidas de projetos estruturados
o Apesar da queda de 36% na cotação média do Brent e do menor dinamismo da economia mundial em 2009,
Lucro líquido reduziu apenas 12%.
14

15. ENDIVIDAMENTO MANTIDO DENTRO DA META
R$ Bilhões 31/12/2009 30/9/2009 31/12/2008
31%
Endividamento de
15,3 10,6 13,9
Curto Prazo
26%
26%
28% Endividamento de
28% 85,0 79,6 50,8
Longo Prazo
22%
21% Endividamento
19% 100,3 90,2 64,7
Total
Disponibilidades 28,8 30,1 15,9
12%
15% Endividamento
71,5 60,1 48,8
Líquido
Dívida
1,2X 1,1X 0,9X
líquida/Ebitda
US$ Bilhões 30/12/2009 30/9/2009 31/12/2008
31/12/2008 30/6/2009 31/12/2009 Endividamento
57,6 50,7 27,7
Total
Div. Liq/Cap. Liq Div. CP/Div.Total
o Perfil do endividamento melhorou : longo prazo,a custos competitivos e fontes diversificadas
o Nível de alavancagem mantido dentro da faixa ótima de 25% a 35%
15

16. MELHORA DO PERFIL DA DÍVIDA
Evolução do Endividamento
Evoluç
2007 - R$ 39,74 bilhões 2009 - R$ 100,33 bilhões
15%
23%
Curto Prazo
Longo Prazo
77%
85%
Perfil Amortização Dívida Longo Prazo
Amortizaç o Aumento do endividamento para
80 financiamento de investimentos de
70 longo prazo
73%
60 60%
o Aumento do endividamento de LP com
50 maior concentração nas amortizações
40 acima de 08 anos
30 40% o Prazo Médio alcançou 7,46 anos em
20 27% 2009 contra 4,21 em 2008
2007 Até 05 anos2008 > 08 anos 2009
16

17. IMPLANTAÇÃO DOS INVESTIMENTOS E PAN 2010
IMPLANTAÇ
Investimentos 2009 Plano Anual de Negócios 2010
R$ 70,7 bilhões 25% R$ 88,547 bilhões
0,6
3,8
0,9
2,6
6,8
6,2 E&P
Abastecimento
31,6 8,1
10,5
36,7 Gas e Energia
Internacional
17,4
Distribuição
34,0
Outros
EBITDA (em R$ bilhões)
57 60
2008 2009
17

18. PLANO DE NEGÓCIOS 2010 - 2014
NEGÓ
INVESTIMENTO 2010 – 2014 ENTRE US$ 200 A US$ 220 BILHÕES:
PRINCÍPIOS A SEREM OBSERVADOS
PRINCÍ
o Alavancagem Líquida entre 25% e 35%
o Índice Dívida Líquida / EBITDA máximo de 2,5x
o Manutenção dos retornos dos Investimentos nos diferentes segmentos
PREMISSAS RELEVANTES PARA AS PROJEÇÕES
PROJEÇ
o Curva do Petróleo Brent – tendência ascendente
o Capitalização da Empresa – valor e momento de efetivação
o Necessidade de Financiamento para o novo Plano de Negócios 2010-2014
18

19. PANORAMA DOS CUSTOS DA INDÚSTRIA:
Nova tendência de crescimento frente a recuperação da economia
ÍNDICE DO CUSTO DE CAPITAL DO E&P
ÍNDICE DO CUSTO OPERAC. DO E&P
ÍNDICE DO CUSTO DE CAPITAL DO ABAST.
3T08
230
4T08
4T10
Índice de custo (2000=100)
221
211
3T08 4T09
187 201
4T09 4T10
1T09
172 176
170
19
Fonte: IHS CERA – Março 2010

20. SIMULAÇÃO DE FINACIABILIDADE:
Tendência ascendente do Petróleo e Capitalizaç ão garantem financiabilidade
Simulação de Financiabilidade
Exercício dos minoritários na capitalização (US$ bilhões) 15 25
Investimento 2010 - 2014 200 220
Preços do petróleo (US$ brent) 64 77
Exercício de Financiabilidade (Média 2010 - 2014)
Alavancagem Líquida 32% 27%
Dívida Líquida/EBITDA 2,2 1,6
20

21. PLANO DE NEGÓCIOS 2010 - 2014
NEGÓ
Aprovação de Projetos, totalizando até R$ 265 bilhões, que estarão
Aprovaç até
presentes na carteira de investimento para o período 2011 – 2014,
perí
sendo:
E&P – R$ 163,6 bilhões ABAST - R$ 80,5 bilhões
G&E - R$ 20,2 bilhões PBIO - R$ 430 milhões
Principais Projetos:
o Expressivo investimento no pré-sal sem descontinuar o investimento no pós-sal,
incluindo a manutenção da auto-suficiência em óleo e investimentos em infra-
estrutura para o pré-sal
o Investimentos na Ampliação e Modernização do Parque de Refino
o Desenvolvimento de Projetos Petroquímicos e Fertilizantes
o Investimentos em Alcooldutos
o Expansão da malha de gasodutos e Investimentos em GNL
o Novos projetos em Energia
21

22. NOTÍCIAS:
NOTÍ
PRÉ-SAL - Intensificam-se os esforços exploratórios no cluster de santos
o A produção do poço de Teste de Longa Duração (TLD)
se mantém estável em torno de 20 mbpd
o 2 poços sendo perfurados: um ao Norte de Tupi (Tupi
O/A) e um ao Norte de Guará
o 1 poço sendo perfurado para a ANP ao Norte de Iara
o Poço de Guará testando e conclusão do teste de Tupi
NE com produtividade média de 30 mil bpd
o A expectativa é de que 11 novos poços sejam perfurados
nesta região ao longo de 2010
Parati
Iara
o Licitações em andamento:
(i) FPSO para um segundo piloto no BM-S-11
(ainda em definição) IracemaTupi NE
(ii) 8 cascos p/ o Pólo Pré-Sal Tupi O/A
(iii) FPSO para o piloto de Guará
Tupi
Júpiter
Guará
Norte
Bem-te-vi
Carioca Tupi 660
Tupi Sul
Iguaçu
Abaré Guará
Tupi 646 Poços Perfurados
Perfurando para ANP
Azulão Guarani
Perfurando
Caramba
Completando / testando
22
TLD
22

23. NOTÍCIAS:
Novo marco regulatório e capitalização
o Depende da definição das áreas
o Uma perfuração em andamento e
Valoração dos uma programada
barris o Avaliação por 2 certificadoras Indep.
o Possibilidade de reajuste Resultados da
capitalização
o AINDA NÃO DETERMINADO
o Acesso a
o Acesso a
Tamanho da o Variáveis consideradas: valor dos reservas
reservas
capitalização barris + necessidade de
financiamento + estrutura de capital o Robustez
o Robustez
o Comitê especial de acionistas
financeira
financeira
minoritários
Transparência e o Direito de subscrição a todos os o Participação
o Participação
acionistas. de todos os
de todos os
equidade o Transparência na divulgação de acionistas
acionistas
informação
numa
numa
o 4 Projetos aprovados na Câmara empresa de
empresa de
(capitalização, nova empresa, fundo maior porte e
maior porte e
social e partilha de produção)
Cronograma com mais
com mais
o Regime Urgência: Senado teria até
45 dias para aprovar, modificar ou
oportunidades
oportunidades
rejeitar. Caso modifique volta p/ a
Câmara
o Previsão de tempo p/ implantação: 60
a 90 dias após a aprovação final
23

24. TRAMITAÇÃO DO PL 5941/09 (CAPITALIZAÇÃO):
TRAMITAÇ (CAPITALIZAÇ
A partir da chegada no senado federal considerando urgência constitucional
25 dias o Projeto é Distribuído para as Comissões e Aberto o Prazo
para Emendas 2
o Após encerramento do prazo para emendas haverá votação
dos pareceres dos relatores nas comissões e envio dos
relatórios das comissões para o plenário
Chegada ao Senado, Leitura de Mensagem
Leitura do Projeto e Presidencial Solicitando Inclusão na Votação no
Despacho1 Regime de Urgência Ordem do Dia Plenário
Constitucional Art.64 C.F. do Plenário
22/03/10 até 35 dias 06/05/10
após 45 dias, a pauta fica sobrestada
17/05/10
Apreciação e até 10 dias Volta para a Aprovado
votação das Câmara
alterações com alteração
até 15 dias úteis
até 15 dias úteis Vai à sanção Art 66 CF
Art 66 CF Presidencial Aprovado
04/06/10 27/05/10
Rejeitado
Arquivado
1 Distribuição para as Comissões
2 As emendas são apresentadas na CCJ
24

25. RECUPERAÇÃO DO VALOR DE MERCADO DA COMPANHIA
RECUPERAÇ
US$ bilhões
31/12/2009
-20,3% 99,6% 13,0% 24,2% 2,8% 14,7%
350
324
300
250
199
200 181 181
154 150
150
100
50
0
Exxon Petrobras Shell BP Chevron Total
450
406
400
350
31/12/2008
300
250
200 160 146 150
150
131
100
100
50
0
o Melhora das expectativas contribuiu para a elevação dos Valores de Mercado das principais Companhias
de Óleo e Gás
o Dentre as peers, recibos da Petrobras foram os que apresentaram a maior valorização no ano
25
Fonte: Bloomberg

26. CAPEX 2009 E ESTIMATIVAS PARA 2010
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
US$ MM
25.000
Média
2009 s/
20.000 Petrobras
Média
15.000 2010 s/
Petrobras
10.000 (-5%)
5.000
0
*
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
Fonte: Evaluate Energy e Relatórios das Empresas
* Para o cálculo do Capex da Petrobras de 2010, de R$ 88,5 Bi, utilizou-se a taxa de câmbio de 1,87 R$/US$ (premissa Petrobras para 2010). Para
2009 resultado preliminar em USGAAP – Não auditado
26

27. Informações:
Relações com Investidores
(11) 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
27