1. Conferência com a Imprensa
Divulgação de Resultados
3º trimestre de 2009
(Legislação Societária)
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
13 de Novembro de 2009
1

2. AVISO
As apresentações podem conter previsões Aviso aos Investidores Norte-
acerca de eventos futuros. Tais previsões Americanos:
refletem apenas expectativas dos
administradores da Companhia. Os termos A SEC somente permite que as
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", companhias de óleo e gás incluam em seus
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", relatórios arquivados reservas provadas
"deverá", bem como outros termos similares, que a Companhia tenha comprovado por
visam a identificar tais previsões, as quais, produção ou testes de formação
evidentemente, envolvem riscos ou incertezas
previstos ou não pela Companhia. Portanto, os conclusivos que sejam viáveis econômica e
resultados futuros das operações da legalmente nas condições econômicas e
Companhia podem diferir das atuais operacionais vigentes. Utilizamos alguns
expectativas, e o leitor não deve se basear termos nesta apresentação, tais como
exclusivamente nas informações aqui contidas. descobertas, que as orientações da SEC
A Companhia não se obriga a atualizar as nos proíbem de usar em nossos
apresentações e previsões à luz de novas relatórios arquivados.
informações ou de seus desdobramentos
futuros. Os valores informados para 2009
em diante são estimativas ou metas.
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3. RESULTADOS CRESCENTES
Lucro Líquido
8.654
P.E. MARLIM
7.734
1.351*
7.303
5.816
R$ milhões
7.303
1T09 2T09 3T09
3 *Líquido do benefício pela redução da base de cálculo do IR/CCSL

4. PRODUÇÃO SEGUE TRAJETÓRIA SUSTENTADA
DE CRESCIMENTO
2 MESES CONSECUTIVOS COM PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO
ACIMA DE 2 MILHÕES BPD
Produção Total (Petróleo, LGN e Gás Produção Nacional - 3T09 VS 3T08
Natural) - 3T09 VS 3T08
+4 % 2.213 +4 % 2.293
2.437 2.534
241 330 319
224
Mil boed
Mil boed
2.213 2.293 1.883 1.974
3T08 3T09 3T08 3T09
Nacional Internacional Petróleo e LGN Gás Natural
• Aumento da produção total impulsionado pelo crescimento dos volumes produzidos no Brasil e pela
entrada em operação do campo de Akpo, na Nigéria
• Incremento de 4% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção das plataformas
P-52 e P-54 e entrada em operação das plataformas P-51, P-53, FPSO Cidade de Niterói e FPSO Cidade
de São Vicente
• Produção de gás natural limitada pelo enfraquecimento da demanda e menor despacho das térmicas
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5. NOVAS UNIDADES GARANTEM O AUMENTO
DA PRODUÇÃO DOMÉSTICA
P-53
Nº DE
PLATAFORMA CAPACIDADE MÉDIA 3T09 Nº DE POÇOS
POÇOS PREVISTOS
/CAMPO (mil bpd) (mil bpd)
INTERLIGADOS
P-53 / Marlim 7 produtores 13 produtores
Leste
180 90
P-51 3 injetores 8 injetores
P-51 / Marlim 5 produtores 10 produtores
Sul
180 88
6 injetores 9 injetores
FPSO-Cidade 9 produtores
FPSO Cidade de Niterói 2 produtores
de Niterói / 100 38 (óleo)
(óleo)
FPSO Cidade de Marlim Leste 1 produtor (gás)
Niterói
Total 460 216 - -
5

6. FASE EXPLORATÓRIA DO PRÉ-SAL DE SANTOS
PROPORCIONA GRANDE APRENDIZAGEM
Conclusão da perfuração do
4º poço do Plano de
BM-S-10 BM-S-11 Avaliação de Tupi,
BR 65% BR 65% confirmando potencial da
área
Iara
BM-S-8
Parati Excelente performance do
BR 66% Iracema
TLD de Tupi, com
Tupi NE produção em torno de 20
mil bpd
Tupi Júpiter
Carioca
Extensão - Tupi
Tupi P1
Teste de formação nos
poços de Iara, Iracema e
Bem-te-vi
Guará Tupi Nordeste
Iguaçu BM-S-24
Abaré BR 80% Perfuração e completação
Guarani do 1º poço do piloto de Tupi
Azulão BM-S-9
Caramba
BR 45% Legenda:
BM-S-21
BM-S-22 Poços perfurados
BR 80%
BR 20%
Testes de Formação
Próximos passos: novos poços do piloto de Tupi; novos poços exploratório no
BMS-9, BMS-11 e BMS-10 Perfuração e
Sondas: 3 novas sondas até o 1S/2010 Completação
Licitações em andamento: (i) FPSO afretado para Piloto de Guará; (ii) Contratação
de 8 cascos para Unidades Futuras
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7. VALORIZAÇÃO DA CESTA DE PETRÓLEOS
(US$ por barril) 121,37 114,78
96,9
88,69
74,87 105,46 68,28
86,13 100,58
76,75 58,79
54,91 44,40
64,42
64,00
47,95 48,68
15,91 32,23
10,45 11,94 10,77 14,20 12,17 10,11
6,96 4,28
3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09
Preço Petróleo Petrobras (m édia) Brent (m édia) Desconto
• Valorização no mercado internacional dos petróleos “pesados” em relação aos “leves”
• Desconto entre o Brent e o Preço do Petróleo Petrobras caiu aproximadamente US$ 10 por barril no
comparativo 3T09 Vs. 3T08 atingindo seu menor nível histórico
• Aumento no preço do Petróleo Petrobras beneficiou o resultado das exportações da commodity
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8. INVERSÃO DO PERFIL DA BALANÇA
COMERCIAL DA COMPANHIA
(mil barris/dia) Derivados
3T08 vs 3T09 Petróleo
693 724
657 638
200 270 239
209
457 423 485 429
86
-36
Exportação Importação Importação Exportação Importação Exportação
Líquida Líquida
Volume Financeiro (US$ Milhões)
- US$ 1.246 + US$ 493 • Aumento das exportações e
7.853 redução das importações suportam
6.607
3.939 4.432 uma balança comercial positiva;
• Ganho de US$ 1.739 milhões em
3T08 3T09 relação ao 3T08.
Im portações Exportações
8

9. CRESCIMENTO DA VENDA DE DERIVADOS
IMPULSIONADO PELA RECUPERAÇÃO ECONÔMICA
Derivados Gás Natural
1.781 1.754 1.810
337
404 456 492
Mil boed/dia
Mil barris/dia
244 244
224 222
212
354 331 327
799
+2%
755 769
3T08 2T09 3T09 3T08 2T09 3T09
Diesel Gasolina GLP Outros
• Crescimento na venda de derivados puxado pela recuperação da economia
• Redução na venda de gás natural em comparação com o 3T08 em função da menor demanda para
geração termoelétrica e substituição por outras fontes energéticas. Em relação ao 2T09 venda de gás
natural permaneceu estável dado que a redução do consumo termoelétrico foi compensada pelo
incremento do consumo industrial.
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10. ESTÁVEL POLÍTICA DE PREÇOS DE LONGO
PRAZO
3T08 2T09 3T09
R$/bbl
250 215,62
200
187,02 160,79
152,65
150
131,52
100 128,41
50
0
mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09*
PMR EUA PMR Petrobras
• Preço médio de realização no Brasil alinhando-se novamente aos preços internacionais
• Política de preços beneficia os consumidores ao mesmo tempo em que reduz as flutuações do fluxo
de caixa
• Redução do preço médio de realização em função da redução dos preços da gasolina e do diesel em
junho/09
* PMR EUA de set/09 estimado
10

11. RESULTADO OPERACIONAL 3T09 Vs 2T09
R$ milhões
2T09 3T09
Receita Operacional 47.877 7%
Líquida 44.605
CPV 29.015 18%
24.614
Despesas 8.615 41 %
Operacionais
6.095
Lucro Operacional (1) 10.247 26%
13.896
(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos
• Aumento da Receita Operacional devido ao aumento dos volumes vendidos, apesar da redução no preço médio
de venda dos derivados
• Maior Custo do Produto Vendido em função do aumento do custo das importações e menor utilização de
estoques formados a preços mais baixos
• Aumento pontual das Despesas Operacionais devido ao provisionamento de cobrança adicional de
participação especial do Campo de Marlim (R$ 2.048 milhões)
• Lucro operacional seria mais estável ( ∆ - 11%) se extrairmos o efeito não-recorrente da participação especial
de Marlim
11

12. REDUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL SE
REFLETE NO LUCRO LÍQUIDO 3T09 Vs 2T09
R$ milhões
2T09 3T09
Resultado Financeiro 707 129%
Líquido (2.461)
Imposto de Renda/ (3.033) 38 %
Contribuição Social (2.197)
Participação dos Acionistas (928) 51%
não Controladores (1.877)
7.303 6%
Lucro Líquido 7.734
• Melhor resultado financeiro devido ao aumento da dívida em dólar, em função do empréstimo do
BNDES indexado ao câmbio em um momento de valorização cambial
• Aumento do IR/CSSL devido ao maior benefício fiscal sobre JCP e maior recuperação de créditos
fiscais sobre atividades exploratórias e prejuízos fiscais no exterior no 2T09
• Redução na participação dos acionistas não controladores devido à menor ganho cambial sobre a
dívida das SPEs
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13. RESULTADO OPERACIONAL 3T09 Vs 3T08
R$ milhões
3T08 3T09
Receita Operacional 47.877 20%
Líquida 60.184
CPV 29.015 28 %
40.062
Despesas 8.615 11 %
Operacionais 7.754
Lucro Operacional (1) 10.247 17 %
12.368
(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos
• Redução da Receita Operacional Líquida em função da queda do preço do petróleo, parcialmente compensado
pelo aumento no volume vendido (PMR 3T08 = 187,02 R$/bbl e 3T09 = 152,65 R$/bbl )
• Menor Custo do Produto Vendido devido à redução das participações governamentais e menores custos de
importação
• Aumento pontual das Despesas Operacionais devido ao pagamento de cobrança adicional de participação
especial do Campo de Marlim (R$ 2.048 milhões)
• Lucro operacional seria estável ( ∆ - 0,6%) se extrairmos o efeito não-recorrente da participação especial de
Marlim
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14. REDUÇÃO DO RESULTADO OPERACIONAL SE
REFLETE NO LUCRO LÍQUIDO 3T09 Vs 3T08
R$ milhões
3T08 3T09
Resultado Financeiro 707 73%
Líquido 2.595
Imposto de Renda/ (3.033) 44%
(5.404)
Contribuição Social
Participação dos Acionistas (928) 257%
592
não Controladores
7.303 26%
Lucro Líquido 9.843
• Piora no resultado financeiro devido à valorização cambial no 3T09 em oposição a um forte ganho
com a desvalorização cambial no 3T08
• Redução do IR/CSSL devido ao benefício fiscal sobre o provisionamento de JCP e pagamento de
participação especial de Marlim
• Efeito negativo sobre a participação de acionistas não controladores devido ao resultado das SPEs
decorrente da valorização cambial sobre suas dívidas
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15. EFETIVA IMPLANTAÇÃO DOS
INVESTIMENTOS PREVISTOS
Investimentos 9M09 - R$ 50,7 bilhões Investimentos 9M08 - R$ 34,1 bilhões
7%
vs 11%
2% 3%
3% 0,5
1% 1,1 3,8 0,4
1,2 0,9
0,4 1,5 2% 3,7
0,1 0,4 1% 0,7
0,3
11%1,0 5,5
46% 4,1 46%
23,2 15,8
1,5 4,5 7,1 12%
2,2
9%
2,8d
10,6 6% 6,4
21% 19%
E&P Corporativo
EBITDA (em R$ bilhões) Abastecimento SPE
Gás e Energia Emp. em Negociação
Internacional
48 45 Distribuição
• Manutenção da forte geração de
caixa possibilita o incremento dos
9M08 9M09
investimentos da Companhia
15

16. AMPLO ACESSO A FONTES DE
FINANCIAMENTO
Emissão de Títulos no Mercado de Capitais + Outros Empréstimos
6,75 US$ 28,05 bilhões
6,5 30-out (Venc. 2040)
Rendimento ao U S Eximbank
1,5 Investidor: 7,00%
2
(US$ bilhões)
30-out (Venc. 2020) BNDES Outros
Rendimento ao 2,75
2,5
Investidor: 5,875% (*)
13,3
09-jul (Venc. 2019)
1,25 Rendimento ao
Investidor: 6,875% 10
China
1,5
0
11-fev (Venc. 2019) Development
Rendimento ao Bank
Empréstimo Ponte Emissão de Títulos Investidor: 8,125%
Fonte: Bloomberg (*) R$ 25 bilhões convertidos pela taxa de câmbio em 30.07.09
Em 2009, já foram captados
US$ 34,8 bilhões
16

17. MANUTENÇÃO DO ENDIVIDAMENTO DENTRO
DA META
R$ milhões 30/9/2009 30/6/2009
28% 28%
26% 26% Endividamento de Curto
10.639 13.086
Prazo
21% 21%
18% 19% 19% Endividamento de Longo
79.588 55.782
Prazo
Endividamento Total 90.227 68.868
Disponibilidades 30.088 10.072
Endividamento Líquido 60.139 58.796
30/9/2007 31/3/2008 30/9/2008 31/03/2009 30/9/2009 Estrutura de Capital 49% 49%
End. Líq./Cap. Líq. US$ milhões 30/9/2009 30/6/2009
Edividamento Total 50.743 35.288
• Aumento do endividamento e do caixa devido à entrada do empréstimo do BNDES (R$ 24.878
bilhões)
• Manutenção da alavancagem ainda na parte inferior da faixa ótima de 25% a 35%
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18. CESSÃO ONEROSA: benefício para a
Petrobras e para o país
Fortalecimento da Petrobras, através do acesso a novas reservas
e para o país antecipa o usufruto dos benefícios dos Pré-Sal
Laudos técnicos elaborados por
Avaliação inicial da(s) entidades certificadoras
área(s) a ser(em)
cedidas onerosamente União e Petrobras
Definem
Volume de Petróleo e Gás Natural e
valor da Cessão Onerosa
PL nº 5.941/09:
prevê que haja, no
contrato, cláusula de Revisão do Valor
revisão das condições
inicialmente pactuadas
Petrobras e União não são afetadas
pelas incertezas inerentes à avaliação
feita à época da assinatura do contrato
18

19. POR QUE CAPITALIZAR?
O Desafio
• Vultosos Investimentos
• Manter a Estrutura de Capital Ótima
• Crescer com sustentabilidade
Capitalização
Melhora na estrutura de Recursos para novos
Capital, abrindo investimentos e Pagamento da Cessão
possibilidades de novos fortalecendo a Onerosa
financiamentos Companhia
Esta operação será conduzida de forma transparente e de acordo com as melhores
práticas de governança corporativa, garantindo os direitos de todos os acionistas,
fortalecendo a companhia e o mercado de capitais
19

20. MERCADO REAGE POSITIVAMENTE AO
NOVO MARCO REGULATÓRIO
Valor de Mercado (em US$ bilhões)
4% 31% 12% 15% 12% 10% 9% 14% 18% 13%
345
10/11/2009
212
192 185
157 147
104
80 79
34
XOM PBR RDS BP CVX T OT ENI ST O COP REP
332
31/08/2009
171 162 161
140 134
95
70 67
30
XOM RDS PBR BP CVX T OT ENI ST O COP REP
Após o anúncio do novo marco regulatório o mercado reage positivamente. No período
compreendido entre 31 de Agosto e 10 de Novembro, o valor de mercado da Companhia subiu
31% sendo este o maior crescimento dentre as Peers
20 Nota: Variação do Valor de Mercado calculado em US$

21. Para mais informações:
Relacionamento com Investidores
www.petrobras.com.br/ri
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
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