Divulgação de Resultados: 2º trimestre de 2012 (legislação societária) Teleconferência/Webcast 06 de Agosto de 2012

1. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
2º trimestre de 2012 (legislação societária)
Teleconferência/Webcast
06 de Agosto de 2012

2. AVISO
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 Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê",
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", A SEC somente permite que as companhias de
"deverá", bem como outros termos similares, visam óleo e gás incluam em seus relatórios
a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, arquivados reservas provadas que a Companhia
envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela tenha comprovado por produção ou testes de
Companhia e, consequentemente, não são garantias formação conclusivos que sejam viáveis
de resultados futuros da Companhia. Portanto, os econômica e legalmente nas condições
resultados futuros das operações da Companhia econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não alguns termos nesta apresentação, tais como
deve se basear exclusivamente nas informações descobertas, que as orientações da SEC nos
aqui contidas. A Companhia não se obriga a proíbem de usar em nossos relatórios
atualizar as apresentações e previsões à luz de arquivados.
novas informações ou de seus desdobramentos
futuros. Os valores informados para 2012 em diante
são estimativas ou metas.
2

3. DESTAQUES OPERACIONAIS
» 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%)
» Recorde no processamento de petróleo nas refinarias (2,01 milhões bpd)
» 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
P-55
» Contratos para a construção e integração dos
primeiros módulos topside de 8 FPSOs para Deck mating da P-55 concluído no Polo Naval do
projetos do Pré-sal Rio Grande. Manobra envolveu estrutura de 17 mil
toneladas, a maior já feita no mundo
» Recebimento de 4 sondas estrangeiras no 2T12 P-56
3

4. RESULTADO 2T12
» 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
Principais Fatores que Influenciaram o Resultado Negativo
• 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
É menos provável que tais fatores se repitam em conjunto e com a mesma intensidade
nos trimestres seguintes
P-56
*PROEF – Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Unidade de Operações da Bacia de Campos 4

5. VARIAÇÃO CAMBIAL
R$/US$ 2011 2012
2,30
2T11 1T12 2T12
2,20 Média 1,60 Média 1,77 Média 1,96
2,10 2,05 2,03
1,98
2,00
1,90 1,84 1,85
1,77 1,79 1,79 1,79
1,80 1,74 1,72
1,68 1,67 1,66
1,70 1,60
1,59 1,61 1,59
1,60 1,56
0,00
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 jul-12
» 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)
Fonte: Banco Central - PTAX
5

6. PREÇOS DOMÉSTICO E INTERNACIONAL
2011 2012
260 900
Período de Formação dos
Preço Médio de Venda Estoques do 2T12 800
240
Golfo Americano
700
Volumes Importados (Mil bbl / d)
220
Preço Médio de Venda (R$/bbl)
600
200
500
180
Preço Médio de Venda Brasil 400
160
300
140
200
120 100
100 0
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
PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil) PMR Brasil Importação de Gasolina Importação de Diesel
» 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
6

7. PRODUÇÃO DE ÓLEO E LGN (BRASIL)
mil bpd 2011 2012
2.200 2T11 1T12 2T12
Média: 2.018 Média: 2.066 Média: 1.970
2.150
2.110
2.098
2.084
2.100 2.069
2.061
2.040 2.047
2.050
2.020 2.002 1.989
2.001
2.000 2.003 2.003 1.993
1.968 1.963 1.961 1.960
1.950
50
» 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)
7

8. BALEIA AZUL (FPSO ANCHIETA):
CURVA S DE ACOMPANHAMENTO FÍSICO DO PROJETO COMPLETO
100
Entrada em Operação Justif. 1
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
90 Prevista (EVTE): Jul/12
1 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO: (jun/12)
2 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12) Justif. 2
80 3 - Obtenção da LO (ago/12) 2 Entrada em Operação
4 - Início da produção de óleo (ago/12) Projetada: Ago/12
70 5 - Início da exportação de gás (out/12) 1
6 - Início da injeção de água (dez/12)
60
4
% Acumulado
50
40 Acumulado até 30/06/2012:
Previsto: 84,7%
30 Realizado: 78,2%
20
10
0
set-09
set-10
set-11
set-12
mar-09
mai-09
out-09
mar-10
mai-10
out-10
mar-11
mai-11
out-11
mar-12
mai-12
out-12
mar-13
mai-13
fev-09
fev-10
fev-11
fev-12
fev-13
dez-08
jan-09
jul-10
dez-10
dez-11
dez-12
abr-09
jun-09
jul-09
dez-09
ago-09
jan-10
abr-10
jun-10
ago-10
jan-11
abr-11
jun-11
jul-11
ago-11
jan-12
abr-12
jun-12
jul-12
ago-12
jan-13
abr-13
jun-13
jul-13
ago-13
nov-08
nov-09
nov-10
nov-11
nov-12
Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado
Justif. 1 - Desvio de Prazo: Desvio de 01 mês para o início da operação (1º Justif. 2 - Desvio de Realização Física Acumulado: Avanço físico acumulado
óleo) por conta de atraso nas obras de adaptação do FPSO Cidade de abaixo da linha de base do EVTE por conta de atraso na campanha de construção
Anchieta. de poços do projeto e fabricação dos dutos flexíveis.
8
8
Confidencial

9. BAÚNA E PIRACABA (FPSO ITAJAÍ):
CURVA S DE ACOMPANHAMENTO FÍSICO DO PROJETO COMPLETO
100
Entrada em Operação
90 MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 5
Projetada: Out/12
1 - Obtenção da LP (jul/12)
80 Entrada em Operação
2 - Obtenção da LI (ago/12)
Prevista (EVTE): Jul/12
3- Chegada do FPSO na Locação (set/12)
70 Justif. 1
4 - Obtenção da LO (set/12)
5 - Conclusão do Projeto (ago/14)
60
% Acumulado
2
50 Justif. 2
40 Acumulado até 30/06/2012: 3
Previsto: 55,6% 1
30 Realizado: 43,1%
20
10
0
set-09
set-10
set-11
set-12
set-13
set-14
mar-10
mai-10
mar-11
mai-11
mar-12
mai-12
mar-13
mai-13
mar-14
mai-14
jul-10
jul-11
jul-12
jul-13
jul-14
jan-10
jan-11
jan-12
jan-13
jan-14
jan-15
nov-09
nov-10
nov-11
nov-12
nov-13
nov-14
Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado
Justif. 2 - Desvio de Realização Física Acumulado: Atraso de 12,48% na realização
Justif. 1 - Desvio de Prazo: O atraso de 3 meses na entrada em operação
física até 30/jun/12 devido a atrasos na construção do FPSO (0,21%), atraso na
deve-se a postergação da data de chegada da UEP na Locação ocasionada
completação de poços de Baúna (7,81%), postergação recebimento materiais de
pela baixa performance das obras no estaleiro Jurong em Cingapura, em
interligação (1,55%), postergação da pré-ancoragem e desembolso taxa de
especial de completação mecânica e comissionamento dos sistemas da UEP.
mobilização UEP (2,93%) e levantamento ambiental não previsto 0,02%.
9
9
Confidencial

10. CUSTO DE EXTRAÇÃO
(R$/Barril)
65,11 » Gastos com intervenções em poços e engenharia
60,04 61,73
55,14 54,11 submarina subiram 35%, de R$ 1.024 milhões no 1T12
para R$ 1.385 milhões no 2T12, principalmente pelo maior
38,48 número de unidades e de dias das sondas alocadas às
37,57 39,03
34,21 31,80 atividades de manutenção (de 443 para 760 dias na Bacia
de Campos)
» Essa elevação de atividades e dispêndios deve-se ao
20,93 22,31 22,47 22,70 26,63 PROEF. A recuperação da eficiência operacional da UO-BC
se verificará a partir do 4T12
2T11 3T11 4T11 1T12 2T12 » Participação Governamental: redução da parcela devido à
menor produção de blocos que pagam maiores alíquotas
Part. Governam. Custo de Extração de participações especiais
10
10

11. BAIXA DE POÇOS SECOS DE ATIVIDADES
EXPLORATÓRIAS
Baixa de Poços Secos
R$ milhão
3.500
3.000
2.737
2.500
2.000
1.500
1.000 896
561 572 577 615 536
473 415 528
500 174 274 229 204
0
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 1T12 2T12
-500
Poços secos/abandonados e não econômicos (subcomerciais)
» 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

12. POÇOS BAIXADOS 2T12
Ceará
(Nova descoberta)
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

13. VENDAS DE DERIVADOS - BRASIL
+6%
+3%
» Crescimento de 6% na venda de derivados no
2.168 2.237 comparativo 2T12/2T11:
2.118
439 431 » Aumento de 16% no volume de gasolina devido à
441 elevação da frota e preços mais atraentes em
214 228 relação ao etanol
227
mil barris/dia
557 » Aumento de 5% do volume de diesel devido a
481 545
atividade de varejo
» Crescimento de 3% no comparativo 2T12/1T12,
969 970 1.021 conforme sazonalidade do consumo:
» Volume incremental suprido pelas importações,
principalmente de diesel, afetou negativamente
2T11 1T12 2T12 as margens do Abastecimento
Diesel + QAV Gasolina GLP Outros
13
Confidencial

14. BALANÇA COMERCIAL
Exportações Importações Saldo da Balança
703 714 764
721 724
554
(mil barris/dia)
358 341
347
480 497
351
374 406 383
223 217 203 2T11 1T12 2T12
2T11 1T12 2T12 2T11 1T12 2T12
-18
-50
Óleo Derivados
-170
» 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
14

15. MAIOR DEMANDA TERMELÉTRICA -
IMPORTAÇÃO DE GNL
Demanda
2011 2012
milhão m³/dia 2T11 1T12 2T12
Média: 64,0 Média: 67,2 Média: 79,4
60
50 Não Térmico
40
30 26,5
23,8
Refinarias e Fafens 18,6
20
10 15,5
Térmico 11,6
8,1
0
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
Oferta » Maior consumo termelétrico (+96% em relação ao 1T12) em razão
milhão m³/dia +16% da menor afluência verificada no 2T12
80,7 » Aumento da oferta de gás nacional e importado no 2T12, com
66,0 69,4 destaque para o GNL, para suprir o crescimento da demanda
44,4 termelétrica
Nacional 38,7 42,6
» Aumento do PLD resultou em impacto negativo nas margens de
Bolívia 27,2 comercialização de energia
GNL 25,7 26,2
1,6 0,7 9,0
» Redução da demanda térmica no final do 2T12 com o retorno dos
2T11 1T12 2T12 reservatórios hidrelétricos
15

16. PRODUÇÃO INTERNACIONAL
Produção de Petróleo e Gás Natural
mil boe/dia
2011 2012
270
2T11 1T12 2T12
260 Média 227 Média 239 Média 240
249
250 246 246
244
242 242
241 238
240 236 237 237
238 239
230 231 233
232 226 230
219
80
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 Jul-12*
Até 11 de julho
19
» 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)
16

17. RESULTADOS FINANCEIROS

18. LUCRO OPERACIONAL 2T12 VS 1T12
(R$ milhões)
1.913
11.771
(6.142)
(292) 5.282
(1.968)
1T12 Receita CPV Despesas de Demais 2T12
Lucro Operacional de Vendas vendas, gerais e despesas Lucro Operacional
adm.
» 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
18

19. LUCRO LÍQUIDO 2T12 VS 1T12
(R$ milhões)
9.214
(6.489)
2.624 739
(1.346)
(6.872)
(562)
1T12 Lucro Resultado Participações Impostos Lucro Atrib. aos 2T12
Lucro Líquido Operacional Financeiro em não Control. Lucro Líquido
Investimentos
» Prejuízo
» Redução do lucro operacional
» Despesa financeira de R$ 6,4 bilhões em função da depreciação cambial (11%) sobre o endividamento
19

20. EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO 2T12 VS 1T12
Evolução do Lucro Operacional
(R$ milhões)
18.846 1.213 (1.442) 621
(902) (2.164)
16.172
1T12 Efeito preço Efeito volume Efeito custo Efeito Volume Despesas 2T12
Resultado na receita na receita médio no CPV no CPV Operacionais Resultado
Operacional Operacional
» 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
20

21. ABASTECIMENTO 2T12 VS 1T12
Evolução do Lucro Operacional
(R$ milhões)
487
(7.101) (272)
53 150
(3.285) (9.968)
1T12 Efeito Preço na Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 2T12
Resultado Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operacionais Resultado
Operacional Operacional
» 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
21

22. PRODUÇÃO NACIONAL DE DERIVADOS
Produção de derivados * Carga Processada e Custo de Refino
Fator de Utilização (R$/bbl)
1.967 2.035
1.894
541 1.884 1.927
519 1.837
Carga processada (mil bpd)
503
Fator de utilização (%)
165 175
165
mil bpd
431 441
394
8,78
1.484 1.534 1.576 +2%
832 852 878 7,68
7,54
2T11 1T12 2T12 2T11 1T12 2T12 2T11 1T12 2T12
Diesel + QAV Gasolina GLP Outros Fator de Utilização Petróleo Imp. Petróleo Nac.
» 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%
* Inclui produção de GLP pelo E&P 22
Confidencial

23. ENDIVIDAMENTO
1
Dívida Líq./EBITDA Endiv. Líq./Cap.Líq.2
50%
5,5
28% 40%
4,5 22% 24% 24% 30%
3,5 17%
2,46 20%
2,5 1,66 1,61 10%
1,41
1,5 1,07 0%
0,5 -10%
-0,5 -20%
2T11 3T11 4T11 1T12 2T12
R$ Bilhões 30/06/12 31/03/12
» Fraco resultado do trimestre não reflete a
Endividamento de Curto Prazo 17,7 18,0
expectativa para os demais trimestres
Endividamento de Longo Prazo 161,5 146,1
Endividamento Total 179,2 164,1 » Desinvestimentos continuam como planejado
(-) Disponibilidades ajustadas3 45,9 57,9
» Nenhuma alteração nas estimativas e metas de
= Endividamento Líquido 133,2 106,2
alavancagem divulgadas no PNG 2012-2016
US$ Bilhões 30/06/12 31/03/12
Endividamento Líquido 65,9 58,3
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

24. INVESTIMENTOS
1S2011 1S2012
R$ 32,0 bilhões R$ 38,7 bilhões
(U$ 19,6 bilhões) (US$ 20,7 bilhões)
1% 1% 2% 1% 0% 2%
6% 5%
6% 5%
38% 34%
E&P Abastecimento G&E Internacional Distribuição Biocombustível Corporativo
24

25. “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:
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