1. Teleconferência / Webcast
Divulgação de Resultados
2º trimestre de 2008
(Legislação Societária)
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
13 de Agosto de 2008
1

2. AVISO
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos ou não pela
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.
Investidores Norte-Americanos:
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados de
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.
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3. PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL - 2T08 VS 1T08
Produção Nacional Média de Óleo e Gás
• Aumento de 2% na produção de óleo no trimestre
6% 2.175
impulsionado pelo crescimento da produção das 2.120
2.058 3%
plataformas P-52 e P-54 (Roncador); 321
269 304
• Crescimento de 6% na produção nacional de gás
natural. Aumento da produção de gás não-
associado no campo de Manati e na Bacia do
Espírito Santo e de gás associado nos novos 1.789 1.816 1.854
Mil bpd
sistemas de produção da Bacia de Campos;
• Em junho, recorde de produção mensal de óleo:
1.867 mil bpd.
2T07 1T08 2T08
Petróleo e LGN Gás Natural
Plataforma Produção Produção Produção Atual
1º tri/08 2º tri/08 (05/08/08)
P-52 52,7 107,9 154,8
P-54 42,7 62,2 96,5
mil bpd
FPSO Vitória 27,9 26,9 31,7
FPSO Rio de Janeiro 59,2 61,0 62,1
3

4. NOVAS SONDAS
Operando De 2013 a
Profundidade Início 2008 Início 2009 Início 2010 Início 2011 Início 2012
2007 2017
• Pride South
Atlantic
• O. Yorktown
0-999m 5 • Pride Mexico • Petrobras XIV
• Borgny Dolphin
• Ocean Concord
• Falcon-100
Olinda Star
1000-1999m 18 Ocean Worker
• Delba V
• Delba VI
• Scorpion
• Lone Star
• Gold Star • Delba VII
• Schahin III
• Schahin I • Delba VIII
• Petrorig II
• Norbe VI • Norbe IX + 28 novas unid; a
≥ 2000m 5 • Sevan Driller
• Delba III
•Delba IV
• Schahin 1 serem afretadas
• West Taurus
• SSV Victoria • Schahin 2
• West Eminence
• West Orion • Norbe VIII
• Dave Beard
• Petroserv
• Etesco 8
• Sevan Brasil
Total por ano 28 6 9 7 1 12 28
Cumulativo 6 15 22 23 35 63
Stena Drillmax e Deep Water Millennium não foram considerados já que estão sendo negociados no mercado spot
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5. SUPRIMENTO NACIONAL COMPETITIVO DE BENS E SERVIÇOS
Adequação do Parque Supridor Nacional
SUPRIMENTO DE BENS E SERVIÇOS ATUAÇÃO
5. Incentivar a instalação de
importação empresas estrangeiras no Brasil
4. . Incentivar a associação de
empresas nacionais com empresas
Ampliação da estrangeiras
capacidade de
fornecimento 3. Incentivar o desenvolvimento de
importação nacional de bens novos entrantes nacionais
& serviços
2. Desenvolver a competitividade dos
setores de Média Competitividade
1. Ampliar a capacidade produtiva dos
Indústria
setores de alta competitividade
Nacional
Demanda Atual Demanda Futura
5

6. PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS
Poços em perfuração
Poços perfurados
BM-S-42
BM-S-52
(Corcovado)
BM-S- (Yara)
50 BM-S-9
(Parati)
BM-S-11
(Tupi) BM-S-24
(Jupiter)
BM-S-8 BM-S-9
(Bem-te-Vi) (Guará)
(Carioca)
BM-S-21 BM-S-22
(Caramba)
BM-S-17
6

7. REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO
Mil bpd %
91 90 95
89
89 90
1.9 50 79
78 78 78 77 80
1.846
1.802 70
1.796 1.795 1.776
1.8 0 0 1.768 1.776 1.765
1.709 60
1.703
50
1.6 50
40
1.50 0 30
2 T0 7 3 T0 7 4 T0 7 1T 0 8 2 T0 8
P r o d u ç ã o N a c i on a l d e D e r i v a d o s Vo l u m e d e Ve n d a s d e D e r i v a d o s
U t i l i z a ç ã o C a p a c i d a d e N o m i na l - B r a si l ( %) P a r t i c i p a ç ã o ól e o n a c i on a l n a C a r g a P r o c e ssa d a ( %)
• O aumento da demanda por derivados e o menor número de paradas possibilitou o aumento de 3% na carga
processada e de 4% na produção de derivados em relação ao 1T08, com a utilização de 95% da capacidade instalada
das refinarias;
• Aumento de 4% na venda de derivados no mercado interno, com destaque para o aumento de 8% na venda de diesel.
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8. DESEMPENHO OPERACIONAL DO SEGMENTO DE GÁS & ENERGIA
Melhorias Realizadas Mais flexibilidade para o portfólio Próximos Passos…
Maior oferta de gás natural pelo E&P Maior volume de gás natural disponível para Aumento da capacidade de
venda e geração de energia regaseificação de GNL
Novos gasodutos em operação
Redução de penalidades contratuais
Finalização da infra-estrutura de gás
Novos contratos com as distribuidoras Melhor precificação e aumento da margem
Nova Resolução no setor elétrico Maiores níveis de despacho para segurança Aumento da produção doméstica
(CNPE 08) do sistema
Início de novos contratos de energia
Início dos contratos de energia
Garantia de remuneração dos custos fixos vendida em leilão
vendida em leilão
Participação crescente da geração termoelétrica na geração elétrica no Brasil
52.000
50.000
Geração térmica Petrobras (óleo + gás)
48.000
Geração térmica Terceiros (óleo + gás)
MW média
Carvão
46.000
Eólica
44.000 Nuclear
Hidráulica
42.000
40.000
jan/07 jun/07 jan/08 jun/08
Fonte: ONS (Operador Nacional do Sistema)
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9. LIFTING COST NO BRASIL
US$/barril R$/barril
60
40 140 51,14
121,0 50
120 43,20
40,98
37,92
30 96,9 100 40 35,03
88,7
68,8 74,9 34,80
80 30
20 21,20 25,76 28,04
23,26
16,16 60 20,58
14,56
12,48 20
10,62 40
10
9,88 20 10
15,22 15,16 16,34
7,33 7,65 8,60 8,66 14,45 14,66
0 0 0
2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 2T07 3T07 4T07 1T08 2T08
Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)
• Aumento da participação governamental em função do maior do preço do petróleo e da elevação da alíquota
tributária no campo de Roncador, devido ao aumento do volume de produção (plataformas P-52 e P-54);
• Aumento do custo de extração em Reais devido a maiores gastos com manutenção preventiva (P-26 e P-33) e
paradas programadas (Marlim e Namorado) além da inflação de custos na indústria;
• Em dólar, além do fatores acima, o custo de extração também foi impactado pela forte apreciação do real no
período.
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10. PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR
2T08
1T08 Média
Média 126,03
2T07 121,38
14 0 Média 104,79
107,46
12 0 97,07
82,42
93,90
10 0
78,23
80
60
US$/bbl
69,45
40
20
jun/ 0 6 set / 0 6 d ez / 0 6 mar / 0 7 jun/ 0 7 set / 0 7 d ez / 0 7 mar / 0 8 jun/ 0 8
PM R B r asil ( U S$/ b b l) Pr eço M éd io B r ent ( U S$/ b b l)
PM R EU A ( U S$/ b b l c/ vo l. vend . no B r asil)
• Reajuste de preços do diesel (15%) e da gasolina (10%) em maio e a apreciação do real no período, contribuíram para
o aumento do PMR no Brasil;
• Devido à escalada do preço do petróleo, no qual o Brent médio do trimestre foi de US$ 121 contra US$ 69 no 2T-2007,
as margens de refino foram comprimidas, tanto no Brasil, como no mundo.
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11. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 1T08 VS 2T08
1.816 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.854
7.678 3693
173 1.132 586 8.783
582
6.925
1T08 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin., Impostos Part. acion. não 2T08 LL
Não- control.
Operacionais e
Part. Invest.
Relevantes
O resultado líquido consolidado foi afetado:
• Aumento do lucro Bruto: aumento dos preços médios de realização (óleo e derivados) e volumes vendidos;
• Redução das despesas operacionais: menores custos exploratórios e multas referentes ao fornecimento de gás
natural;
• Aumento das despesas financeiras líquidas: forte apreciação do real no período;
• Melhora no resultado não-operacional: mudança de participação em investimentos relevantes na Quattor (R$ 409 MM)
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12. EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08
1.816 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.854
4.044 743 1.237
282 40 17.724
14.496
1º Tri-08 Efeito Preço na Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 2º Tri-08
Lucro Operac. Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operac. Lucro Operac.
• Melhora no resultado operacional do E&P devido ao aumento do preço de venda do petróleo nacional (22%) e da
produção (2%).
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13. ABASTECIMENTO– EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08
1.779 Volume de Vendas de Derivados e Álcool no mercado Interno (mil bpd) 1.855
2.400 4.531
4.760
2.283
(903) (577)
20
1º Tri-08 Efeito Preço na Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 2º Tri-08
Prejuízo Operac. Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operacionais Prejuízo Operac.
• Aumento do preço médio de venda dos derivados (9%), e dos volumes vendidos;
• Aumento do custo devido aos preços de aquisição (petróleo e derivados) mais elevados parcialmente compensado
pela realização de estoques formados por menores custos de aquisição no trimestre anterior (avaliação do estoque
pelo custo médio);
• Tendência mundial de compressão das margens de refino devido à forte elevação das cotações do petróleo.
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14. INTERNACIONAL – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08
557 Volume de Vendas Internacionais (mil bpd) 631
497 25 382
95 627
226
166
1º Tri-08 Efeito Preço na Efeito Volume Efeito Custo no Efeito Volume Despesas 2º Tri-08
Lucro Operac. Receita na Receita CPV no CPV Operac. Lucro Operac.
• Maior volume de vendas e preços de venda de petróleo mais elevados;
• Redução nas despesas operacionais devido à redução dos custos exploratórios nos EUA e Nigéria e ausência das
contingências relacionadas a royalties na Colômbia, ocorrida no 1T08.
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15. GAS & ENERGIA – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08
48 Volume Vendido de Gás Natural (milhões de m3/dia) 50
265 452
353 124
(502)
140
320
1º Tri-08 Efeito Preço na Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 2º Tri-08
Prejuízo Operac. Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operacionais Lucro Operac.
• Melhores preços de gás natural decorrentes dos novos contratos com as distribuidoras;
• Aumento dos volumes, com o aumento da oferta nacional de gás pelo E&P (3% - 29 milhões m3/dia);
• Maior geração de energia elétrica devido à maior disponibilidade de gás e à nova resolução do setor;
• Menores multas contratuais relativas ao fornecimento de gás natural para terceiros.
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16. FLUXO DE CAIXA
R$ milhões
2T08 1T08 2T07
Caixa Gerado pelas Ativ. Operacionais 11.888 9.771 13.184
(-)Caixa utilizado em Ativ. de Investimento (10.969) (10.070) (10.236)
(=)Fluxo de Caixa Líquido 919 (299) 2.948
(-)Caixa utilizado em Ativ. de Financimento (1.433) (1.212) (5.557)
Financiamento 678 2.862 (3.958)
Dividendo (2.111) (4.074) (1.599)
(=)Geração de Caixa no Exercício (514) (1.511) (2.609)
Caixa no Início do Exercício 11.560 13.071 20.463
Caixa no Final do Exercício 11.046 11.560 17.854
• Fluxo de caixa líquido positivo suportado pela forte geração de caixa nas atividades operacionais;
• Utilização do caixa para pagamento de dividendos.
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17. ESTRUTURA DE CAPITAL
Endividamento da Petrobras
R$ milhões 30/06/2008 31/03/2008 Var
End. Líq./Cap. Líq. Endividamento de Curto
(1) 8.699 7.639 14%
21% Prazo
Endividamento de Longo
19% (1) 33.256 35.674 -7%
19% 19% Prazo
18%
17% Endividamento Total 41.955 43.313 -3%
16%
Disponibilidades 11.046 11.560 -4%
(2)
Endividamento Líquido 30.909 31.753 -3%
Estrutura de Capital 46% 47% -1 pp
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08
• O endividamento líquido recuou 3% no comparativo 2T08 vs 1T08, em função da apreciação do Real;
• O índice Endividamento Liq/Capitalização Líq recuou 2 p.p. no mesmo período, alcançando o nível de 19%.
(1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 1.202 milhões em 30.06.2008 e
R$ 1.429 milhões em 31.03.2008) 17
(2) Endividamento Total – Disponibilidades

18. SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
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Para mais informações favor contactar:
Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Departamento de Relacionamento com Investidores
Theodore Helms – Gerente Executivo
E-mail: petroinvest@petrobras.com.br
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20031-912 – Rio de Janeiro, RJ
(55-21) 3224-1510 / 3224-9947
18