1. Conferência com a Imprensa
DIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS
1o trimestre de 2009
(Legislação Societária)
ALMIR GUILHERME BARBASSA
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
11 de maio de 2009
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.
2

3. PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL – 1T09 VS 1T08
Produção Nacional Média de Óleo e Gás
+7% 2.261
2.120
309
304
Mil bpd
1.816 1.952
1T08 1T09
Recorde de produção diária de petróleo no Brasil
alcançado em 04/05/2009 2.059.063 barris Petróleo e LGN Gás Natural
• O aumento da produção em 7% foi devido a:
• incremento na produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador);
• entrada em operação da P-51 (Marlim Sul), da P-53 (Marlim Leste) e da FPSO Cidade de
Niterói (Marlim Leste).
3

4. STATUS DAS UNIDADES MAIS RECENTES
P-53 P-51 FPSO Cidade de Niterói
CAPACIDADE DATA MÉDIA 1T09
PLATAFORMA/CA Nº DE POÇOS Nº DE POÇOS
PRIMEIRO
MPO (mil bpd) (mil bpd) INTERLIGADOS PREVISTOS
ÓLEO
13 produtores e 8
P-53 / Marlim Leste 180 30/11/2008 53 6 produtores
injetores
2 produtores e 2 10 produtores e 9
P-51 / Marlim Sul 180 24/01/2009 34
injetores injetores
FPSO Cidade de 2 produtores 9 produtores (óleo)
Niterói / /Marlim 100 26/02/2009 12
1º poço = 33 kbpd e 1 produtor (gás)
Leste
Total 460 - 99 - -
* Média mensal 4

5. GRANDES PROJETOS A ENTRAR EM OPERAÇÃO EM 2009
FRADE PARQUE DAS CONCHAS
MANATI
expansão
FPSO Espírito Santo
FPSO Frade
DATA DA ENTRADA EM PARTICIPAÇÃO DA
CAMPO CAPACIDADE
OPERAÇÃO PETROBRAS
Frade¹ 100 mil bpd 2T09 30%
Parque das Conchas² 100 mil bpd 3T09 35%
¹ Operado pela Chevron
² Operado pela Shell 5

6. DESAFIOS E OBJETIVOS: DESENVOLVIMENTO DE TUPI
Teste de Longa Duração:
Principais Informações a serem coletadas no TLD:
• Capacidade: 30.000 bpd
• comportamento dos reservatórios em produção de longo prazo;
• movimentação ou drenagem de fluídos durante a produção; • Duração: 15 meses
• escoamento submarino; • API: 28-30o
• geometria dos poços definitivos (verticais, horizontais e/ou desviados).
1º Óleo: 01/05/2009
• Revestimento de poço especial e risers flexíveis
para suportar fluidos agressivos e alta pressão;
• Recuperação suplementar com injeção alternada de
água e gás;* FPSO BW Cidade
• Reinjeção do CO2 associado aos fluidos de São Vicente
produzidos no reservatório;*
• Árvores de natal molhadas em profundidades nunca
antes utilizadas no Brasil;*
• Aquisição sísmica de alta resolução em algumas
áreas para identificar reservatórios;
• Completação de poços em ambiente com alta Lâmina d’água: 2.200m
pressão.
(*) previstos para o Projeto Piloto em 2010
6 “ PRODUÇÃO
6“ PRODUÇÃO 4” SERVIÇO
4” SERVIÇO UEH
UEH
RELOCAÇÃO DA ETAPA 3
LINHA POÇO 3-RJS-646
PERFURAR
3 MESES
POÇO P1
ETAPA 2 ETAPA 1
POÇO P1 POÇO 3-RJS-646
6 MESES 6 MESES
6
6

7. DEMONSTRATIVO DE RESULTADO – 1T09 VS 1T08
1T09 1T08
Receita Operacional 46.835 9%
Líquida 42.595
(29.516)
CPV 13%
R$ milhões
(25.780)
Despesas (5.703) 16%
Operacionais (6.595)
11.616 12%
Lucro Operacional (1)
10.220
(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos
• Receita Operacional Líquida com queda em função do menor volume de vendas no mercado interno e
menor preço das commodities no mercado internacional;
• Menor Custo do Produto Vendido reflexo da queda da participação governamental e menores custos com
importação de óleos e derivados em função da redução do preço do petróleo (US$ 97/bbl no 1T08 contra
US$ 44/bbl no 1T09);
• Elevação das despesas operacionais, em função do aumento da baixa de poços secos; geologia e
geofísica no Brasil; despesas com fretes denominados em Dólares; aumento do efetivo e reajuste salarial;
e provisão para desvalorização dos estoques.
7

8. DEMONSTRATIVO DE RESULTADO – 1T09 VS 1T08
1T09 1T08
Despesas Financeiras (236) 260%
Líquidas (849)
R$ milhões
Imposto de Renda/ 28%
(3.931)
Contribuição Social (2.842)
Participação dos Acionistas (230) 49%
não Controladores (342)
Lucro Líquido 7.239
20%
5.816
Lucro Líquido afetado por:
• maior Despesa Financeira devido às maiores perdas cambiais sobre recursos aplicados no
exterior;
• redução na Participação em Investimentos Relevantes (R$ 391 milhões).
Compensado pelo menor pagamento de Imposto de Renda e Contribuição Social, devido ao menor
lucro para efeito de imposto de renda no 1T09.
8

9. DEMONSTRATIVO DE RESULTADO – 1T09 VS 4T08
1T09 4T08
Receita Operacional 52.136 18%
Líquida 42.595
(37.581)
CPV 31%
R$ milhões
(25.780)
Despesas (9.852) 33%
Operacionais (6.595)
4.703 117%
Lucro Operacional (1)
10.220
(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos
• Menor Receita Operacional Líquida em função do menor volume de vendas (sazonalidade e
atividade econômica) e do menor preço das commodities no mercado internacional;
• Menor Custo do Produto Vendido reflete queda da participação governamental e menores custos
com importação de óleos e derivados (Brent médio: US$ 55/bbl no 4T08 contra US$ 44/bbl no 1T09);
• Redução das despesas operacionais em função da não-ocorrência de provisões para perda no
valor recuperável de ativos de E&P e de ajustes no valor dos estoques ocorridas no 4T08; menores
custos exploratórios; e menores despesas com vendas, gerais e administrativas.
9

10. DEMONSTRATIVO DE RESULTADO – 1T09 VS 4T08
1T09 4T08
Receitas/ Despesas 135%
2.405
Financeiras Líquidas
(849)
R$ milhões
Imposto de Renda/ (1.761) 61%
Contribuição Social (2.842)
1.948 118%
Participação dos Acionistas (342)
não Controladores
6.189
Lucro Líquido 6%
5.816
Lucro Líquido afetado por:
• Redução do resultado financeiro (R$ 3.254 milhões) decorrente da perda cambial sobre a
utilização de recursos no exterior entre o 4T08 e o 1T09;
• Maior imposto de renda em função da ausência de benefício fiscal pelo provisionamento de
JCP como ocorrido no 4T08 e maior lucro operacional;
• Aumento das participações de acionistas não controladores (R$ 2.290 milhões) devido ao
resultado negativo das SPEs no 4T08, decorrente do efeito cambial em suas dívidas.
10

11. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL
US$/barril
R$/barril
80
80 140
121,37
70 114,78
70 120
60 54,40 96,90
51,14 60 100
50 43,20 50
41,48
80
40
34,24 40 54,91
34,80 36,79 31,08 44,40 60
30 22,39 30,27
28,04 30 24,82
16,33
20 20 21,20 18,11 40
20,06 14,69
16,16
10 10 9,87 6,87 20
15,16 16,34 17,61 19,09 17,91
8,66 9,88 10,21 8,24 7,82
0 0 0
1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09
Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$) Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent
• O Custo de Extração com Participações Governamentais, em Reais e Dólar, vem apresentando queda desde o 3T08,
acompanhando a trajetória do preço de petróleo.
11

12. PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR
Média Média Média
1T08 4T08 1T09
250
176,48
200
181,83 163,59
R$/bbl
150 161,89
163,07
100 123,72
50
0
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09
PMR EUA PMR Petrobras
• O preço médio de realização dos derivados manteve-se estável quando comparado ao mesmo
período do ano anterior;
• Preços no mercado internacional seguem voláteis:
• Desde 31/03/2009, o Brent já acumula alta de 21% (08/05/2009).
• Desde 31/03/2009, a Gasolina USGC já acumula alta de 24% (08/05/2009).
12

13. BALANÇA COMERCIAL
1T08 (mil barris/dia) 1T09 (mil barris/dia)
580 666
573
566
228
215
259 140
352 451 426
314 100
-7
Exportação Importação Exportação Exportação Importação Exportação
Líquida Líquida
Volume Financeiro (US$ Milhões)
Aumento de 44% nas exportações de petróleo,
- US$ 775 - US$ 150
impulsionado pelo aumento da produção
5.2 9 5
4 .52 0
doméstica;
2 .3 75 2 .2 2 5
Redução de 81% do déficit financeiro;
Investimentos focados na captura de margem,
1TRI 08 1TRI 09 através do aumento da capacidade de refino do
Importações Exportações
óleo produzido no Brasil.
13
13

14. INVESTIMENTOS PREVISTOS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
Investimento no 1T09 – R$ 14,4 bilhões Investimento no 1T08 – R$ 10,2 bilhões
8% 2%
14% 3%
2%
1% 1,1 0,4
0,3
0,4
0,1 1,4
7% 2%
1,0 0,2
1% 0,1
46%
50% 1,3 4,7
10% 1,5 7,1
13%
2,8 0,4
1,8
3%
20%
18%
E&P
Corporativo
EBITDA
Abastecimento
SPC
14.183 13.423
Gás e Energia
Emp. em Negociação
Internacional
Distribuição
• Manutenção da forte geração de
caixa possibilita o incremento dos
investimentos da Companhia
1T08 1T09
14

15. ESTRUTURA DE CAPITAL
R$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008* %
26% 26% Endividamento de Curto
15.609 13.859 13%
Prazo ¹
21% Endividamento de Longo
54.698 50.854 8%
19% Prazo
19%
18% 21% Endividamento Total 70.307 64.713 9%
19%
17% Disponibilidades 19.532 15.889 23%
²
Endividamento Líquido 50.775 48.824 4%
Estrutura de Capital 49% 50% -1 pp
US$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008* %
31/3/2007 30/9/2007 31/3/2008 30/9/2008 31/03/2009*
Endividamento Total 30.368 27.691 10%
End. Líq./Cap. Líq.
• Aumento do volume de captações no 1T08 para financiar o programa de investimentos.
• Captação no mercado internacional (Bonds) de US$ 1,5 bilhão em fevereiro de 2009.
• Aumento do endividamento ocorreu com a manutenção da robustez dos índices de investimento e liquidez da
Companhia .
¹ O montante de dívida de curto prazo é conseqüência da maturação do endividamento de longo prazo. A estratégia de endividamento da companhia é buscar
financiamentos condizentes com o prazo de retorno de seus projetos.
*Após ajustes da Lei 11.638/07
² Endividamento Total - Disponibilidades 15

16. Evolução das ações e recibos em 2009
Petr4 vs. Ibovespa (até 04.05.09)
140
N in d = 10 0 em 3 1.1 2.08
135 PETR4 R$ IBOVESPA 129,33
130
125
120
115
125,94
110
105
100
95
90
1
2
2
3
3
4
5
2
/1
/1
/1
/1
/2
/2
/2
/3
/3
/3
/3
/4
/4
/4
/4
6/
3/
9/
3/
9/
6/
4/
/1
12
16
22
28
13
19
25
13
19
25
31
10
16
22
28
31
PBR vs. AmexOil (até 04.05.09)
160
143,00
Nind= 100 em 31.12.08
150 PBR US$ Amex Oil
140
130
120
110
100
90
80 92,42
70
1
2
2
3
3
4
5
/1
/1
/1
/1
/2
/2
/2
/3
/3
/3
/3
/4
/4
/4
/4
2
6/
3/
9/
3/
9/
6/
4/
/1
12
16
22
28
13
19
25
13
19
25
31
10
16
22
28
31
16
Fonte: Bloomberg

17. SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
Visite nosso website: www.petrobras.com.br/ri
Para mais informações favor contatar:
Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Relacionamento com Investidores
E-mail: petroinvest@petrobras.com.br
Av. República do Chile, 65 – 22o andar
20031-912 – Rio de Janeiro, RJ
(55-21) 3224-1510 / 3224-9947
17