1. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
4º trimestre e exercício de 2009 (legislação societária)
Teleconferência / Webcast
José Sergio Gabrielli de Azevedo
Presidente
24 de 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", A SEC somente permite que as companhias
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", de óleo e gás incluam em seus relatórios
bem como outros termos similares, visam a arquivados reservas provadas que a
identificar tais previsões, as quais, evidentemente, Companhia tenha comprovado por produção
envolvem riscos ou incertezas previstos ou não ou testes de formação conclusivos que sejam
pela Companhia. Portanto, os resultados futuros viáveis econômica e legalmente nas condições
das operações da Companhia podem diferir das econômicas e operacionais vigentes.
atuais expectativas, e o leitor não deve se basear Utilizamos alguns termos nesta apresentação,
exclusivamente nas informações aqui contidas. A tais como descobertas, que as orientações da
Companhia não se obriga a atualizar as SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios
apresentações e previsões à luz de novas arquivados.
informações ou de seus desdobramentos futuros.
Os valores informados para 2009 em diante são
estimativas ou metas.
2

3. REPOSIÇÃO SEGUE TRAJETÓRIA SUSTENTADA
PRODUÇÃO DE RESERVAS 2010:
Reservas brasileiras são repostas a 17 anos consecutivos
DE CRESCIMENTO
Bilhões boe
Reservas Brasil Reservas Internacionais
14,093 oração
: 14,169
Incorp boe
2,124 861 M
M 2,113
Pro
d
785 ução:
MM
boe
0,992
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.
3

4. 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
4

5. PRODUÇÃO 2010 ÇÃO 2010:
METAS DE PRODU
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
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)
5

6. ABASTECIMENTO:
Investimentos em qualidade e expansão
Investimentos do Abastecimento em 2009 Produção de Derivados (mil bpd)
R$ 17,3 bilhões 1.787 1.823
153 159
Qualidade 65 74
255 243
Complexidade
30% 136 143
34% 135
142
Novos projetos*
331
2% 343
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
6
* Inclui RNEST, Comperj, Petroquímica de Suape e Plangás

7. VENDA DE DERIVADOS E GÁS NATURAL 2009:
Cresce a venda no mercado interno
Derivados Gás Natural
+2%
1.810 1.849
1.762
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
7

8. 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
8

9. VENDAS DE ENERGIA E BIOCOMBUTÍVEIS
Venda de Biocombustíveis Venda de Energia Elétrica
Mil boe/dia MW médio
+34% 125 +23% 1.721
93 1.401
98
74
19 27
2008 2009 2008 2009
Biodiesel Álcool
o Venda de bicombustíveis cresce 34% em função da mudança no percentual obrigatório de mistura do
biodiesel no diesel (indo de 3% para 4%)
o Crescimento de 23% na venda de energia elétrica em função das vendas de curto prazo (balanço)
superiores às realizadas em 2008, devido a recuperação de lastro das termelétricas
o Realização de diversos Leilões de curto prazo para venda de gás natural
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
Bahia de Guanabara e Pecém - 27
Milhões de m3/dia
o Desenvolvimento do Projeto de Gás
Natural Liquefeito e Embarcado:
Desenvolvimento do projeto de FEED –
Pólo Pré Sal na bacia de Santos.
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
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:
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
Média 2008
70
59 120
60,00 64 64
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. LUCRO OPERACIONAL 2009:
Controle de custos garante estabilidade do Lucro Operacional
(R$ MILHÕES)
45.950 (32.408) 32.586 - 46.128
Jan-Dez/ 08 Receita Despesas Jan-Dez/ 09
CPV Operacionais Lucro Operacional (1)
Lucro Operacional (1) Operacional Líq.
o Queda na ROL foi função dos menores preços do óleo (2008: R$ 149,80; 2009:R$ 104,88) e do PMR
dos derivados (2008: R$ 176,41; 2009:R$ 157,77)
o Forte redução do CPV com menor custo de extração com Part. Governamental e redução dos preços
do óleo e dos derivados importados
o Excluindo a despesa extraordinária com a PE de Marlim (R$ 2,065 bi), Lucro Operacional cresceria,
aproximadamente, 5%
13
(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos

14. LUCRO LÍQUIDO 2009:
Pequeno declínio em grande parte devido a variações cambiais
(R$ MILHÕES)
178 (5.967) 5.985 (4.992)
32.988 28.982
790
2008 Lucro Resultado Part. Invest. Part. Acion. 2009
Impostos
Lucro Líq. Operacional (1) Financeiro Relevantes Não Control. e Lucro Líq.
Part. dos
Empregados
o Reversão do movimento do câmbio (2008: desvalorização de 32%; 2009: valorização de 26%) e aumento de
dívida indexada à variação da moeda levaram à piora do resultado financeiro
o Part. Inv. Relevantes refletiu melhores resultados do setor petroquímico (R$ 682 milhões) e internacional
(R$ 127 milhões)
o Redução do IR/CSLL devido ao menor lucro, aumento do resultado em unidades no exterior com taxas
diferenciadas de imposto e prejuízo de algumas controladas
o Participação de Acionistas não controladores refletiu ganhos cambiais sobre dívida de projetos estruturados
14
(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos

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.
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
2007 - R$ 39,74 bilhões 2009 - R$ 100,33 bilhões
15%
23%
Curto Prazo
Longo Prazo
77%
85%
Perfil Amortização Dívida Longo Prazo 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. FLUXO DE CAIXA E CAPACIDADE DE ENDIVIDAMENTO SUSTENTAM
CRESCIMENTO DOS INVESTIMENTOS
R$ milhões Jan‐Dez 2008 Jan‐Dez 2009 4T09
Caixa Inicial 13.071 15.889 30.088
Geração Operacional 49.952 51.838 13.658
Investimento (53.425) (70.280) (19.658)
Fluxo de Caixa Líquido (3.473) (18.442) (6.000)
Dividendos Pagos (6.213) (15.440) (5.605)
Financiamentos Líquidos 11.837 47.067 10.080
Caixa Final 15.889 28.796 28.796
Brent (US$/bbl) 97 62 75
Taxa de câmbio (R$/US$) 1,84 2,00 1,74
o Apesar da queda dos preços das commodities no mercado internacional, caixa gerado pelas atividades
operacionais cresceu 4% em 2009
o Elevação do volume de investimentos foi acompanhado pelo aumento de financiamentos
o Caixa robusto ao término de 2009 e expectativa de expressivo resultado operacional em 2010 sustentam
a manutenção dos investimentos no ano
17

18. IMPLANTAÇÃO DOS INVESTIMENTOS E PAN 2010
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
Gas e Energia
36,7
Internacional
17,4
Distribuição
34,0
Outros
EBITDA (em R$ bilhões)
57 60
2008 2009
18

19. PLANO DE NEGÓCIOS 2010 - 2014
INVESTIMENTO 2010 – 2014 ENTRE US$ 200 A US$ 220 BILHÕES:
PRINCÍPIOS A SEREM OBSERVADOS
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
o Curva do Petróleo Brent – tendência ascendente
o Capitalização da Empresa – valor e momento de efetivação
o Necessidade de Financiamento para o novo Plano Estratégico 2010-2014
19

20. 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
20
Fonte: IHS CERA – Março 2010

21. SIMULAÇÃO DE FINACIABILIDADE:
Tendência ascendente do Petróleo e Capitalização 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
Alavancagem Líquida 32% 27%
Dívida Líquida/EBITDA 2,2 1,6
21

22. PLANO DE NEGÓCIOS 2010 - 2014
Aprovação de Projetos, totalizando até R$ 265 bilhões, que estarão
presentes na carteira de investimento para o período 2011 – 2014,
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
22

23. NOTÍCIAS:
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
23
TLD
23

24. 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
24

25. TRAMITAÇÃO DO PL 5941/09 (CAPITALIZAÇÃO):
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
25

26. RECUPERAÇÃO DO VALOR DE MERCADO DA COMPANHIA
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
450
406
400
350
31/12/2008
300
250
200 160 146 150
150
131
100
100
50
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
26
Fonte: Bloomberg

27. 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
27

28. Informações:
Relações com Investidores
+55 11 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
28

29. EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO:
Menores preços de venda explicam redução do lucro líquido
(R$ MILHÕES)
57.232 (33.093)
3.050 (1.195) (1.711) 29.972
5.689
Jan-Dez/08 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume no Despesas Jan-Dez/09
Lucro Operac. na Receita médio no CPV na Receita CPV Operacionais Lucro Operac.
o Queda da receita explicada pela redução de 30% no preço do óleo e de 44% no gás transferidos
o Crescimento de 5% da produção doméstica de óleo e gás se refletiu em maior volume vendido
o Redução de 17% do Lifting Cost com Part. Gov. contribuiu para a redução do CPV
o Desconsiderando a despesa extraordinária com a PE no campo de Marlim, despesas operacionais teriam
apresentado queda
29

30. ABASTECIMENTO:
Elevação das vendas e menores custos de importação ditam ótimo resultado
(R$ MILHÕES)
2.240 (2.203)
53.457 234 20.482
(4.598)
(28.648)
Jan-Dez/08 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume no Despesas Jan-Dez/09
Lucro Operac. na Receita médio no CPV na Receita CPV Operacionais Lucro Operac.
o Menores preços de exportação e do PMR no mercado doméstico levaram à redução da receita
o Forte redução do custo de aquisição do óleo nacional e dos derivados importados e menor custo médio dos
estoques se refletiu na brusca queda do CPV do Abastecimento
o Aumento de 6% na produção de diesel com redução nas importações em 6 milhões de barris
o Margem operacional em 2009 atingiu 14%, enquanto em 2008 foi de -3%
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31. GÁS & ENERGIA:
Ganho de margens, apesar da retração da demanda doméstica
(R$ MILHÕES)
(2.879) 546 1.541
3.388
2.497
(529)
(1.482)
Jan-Dez/08 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume no Despesas Jan-Dez/09
Lucro Operac. na Receita médio no CPV na Receita CPV Operacionais Lucro Operac.
o Menores volumes de venda de gás (queda de 19%) e redução de preços (diminuição de 7%) acompanhada
pela mesma tendência em energia elétrica promoveram a queda na receita
o Forte redução dos Custos de Aquisição do Gás doméstico, importado e de energia elétrica determinaram a
melhora da margem bruta do segmento (de 11% para 28%)
o A conclusão da infraestrutura para escoamento do gás evitou penalidades por falha do fornecimento,
contribuindo para a reversão do resultado do segmento em 2009
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32. DISTRIBUIÇÃO:
Ampliação da participação de mercado e maiores volumes de vendas
7.401 (6.786) (R$ MILHÕES)
(318)
1.833 (4.887) 2.035
4.792
Jan-Dez/08 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume no Despesas Jan-Dez/09
Lucro Operac. na Receita médio no CPV na Receita CPV Operacionais Lucro Operac.
o Queda do Preço de venda mais que compensada pelo aumento do volume de vendas (+13%) e pela maior
participação de mercado, refletindo a aquisição da Alvo Distribuidora (2008: 34,9%; 2009: 38,6%)
o Maiores gastos com vendas e despesas gerais e administrativas acarretaram na elevação das despesas
operacionais
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33. INTERNACIONAL:
Ganho de produção acompanhado por melhores margens de refino
(R$ MILHÕES)
(1.025) 1.146 813
1.452
(1.294)
(2.748) 3.282
Jan-Dez/08 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume no Despesas Jan-Dez/09
Lucro Operac. na Receita médio no CPV na Receita CPV Operacionais Lucro Operac.
o Queda dos preços das commodities negociadas no exterior (óleo:-15%;gás:-26%) foram parcialmente
compensadas pelo aumento da produção em Agbami (jul08) e início da produção em Akpo (mar09)
o Contribuiu para a redução do CPV os menores preços de aquisição e as melhores margens de refino nas
operações nos EUA e no Japão
o Redução das perdas com ajustes no valor de mercado dos estoques (- 261mi) e melhor resultado com a
provisão para o valor recuperável dos ativos (2008:-330mi; 2009:+7mi) explicam menores despesas e
ganhos de margens operacionais
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