1) A Petrobras divulgou seus resultados financeiros do 2T07, com lucro líquido 64,6% maior que no trimestre anterior. 2) Os preços médios de venda de petróleo e derivados aumentaram, acompanhando as cotações internacionais mais altas. 3) Maior volume de vendas no mercado interno e menores custos compensaram parcialmente o aumento do preço do petróleo.

1. Teleconferência / Webcast Almir Barbassa
Divulgação de Resultados Diretor Financeiro e de Relações
2º trimestre 2007 com Investidores
(Legislação Societária) 14 de agosto de 2007

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.
1

3. PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO E LGN
• Produção estável, refletindo o
Δ=-
0,6%
declínio natural dos campos 1.800
maduros, compensados em parte 1.789
pela elevação da produção das
plataformas FPSO Rio de Janeiro,
mil bpd
P-34 e FPSO Capixaba.
• 1T07 – Parada Programada da P-37
• 2T07 – Paradas Programadas: P-18,
P-07 e P-09 e parada não programada
na FPSO-Seillan. Além disso,
problemas operacionais em oleoduto
na UN-SEAL e nas plataformas
FPSO-Brasil e P-34, situações já
normalizadas.
1T07 2T07
2

4. PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P
69,5 68,8
69,6
61,8
61,5 66,1
64,7 59,7
56,9 57,6 57,8 64,9
56,4
US$/bbl
58,7
52,7 58,2 56,1
51,6 54,8 57,0
54,2 53,7
49,3
48,7
43,0 46,1 47,8
2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 2T07
Preço médio de venda Brent (média) Cesta OPEP
Aumento no preço médio de venda/transferência do óleo do E&P em linha com o mercado
internacional.
3

5. REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO
Mil barris/dia %
93
90
1. 9 50 90
89 89
80 85 78
77 80
1.795 79 78
1. 8 0 0 1.781 1.796
1.753 1.746
1.711 1.709 70
1.684 1.696
1.646
1. 6 50
60
1. 50 0 50
2 T0 6 3 T0 6 4 T0 6 1T 0 7 2 T0 7
Pr o d ução N acio nal d e D er ivad o s V o l ume d e V end as d e D er i vad o s
U t il iz ação C ap aci d ad e N o minal - B r asi l ( %) Par t i cip ação ó leo nacio nal na C ar g a Pr o cessad a ( %)
• Aumento na venda de derivados - principalmente diesel - devido à sazonalidade do consumo e à
expansão das atividades econômicas que têm uso intensivo de equipamentos agrícolas e rodoviários.
4

6. PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR
100
2T06 1T07 2T07
Média Média Média
81,8
80 82,4
70,6 71,5 78,2
69,6
60 68,8 68,7
57,7
40
20
Mar-05 Jun-05 Sep-05 Dec-05 Mar-06 Jun-06 Sep-06 Dec-06 Mar-07 Jun-07
PMR Brasil (US$/bbl)
Preço Médio Brent (US$/bbl)
PMR EUA (US$/bbl c/ vol. vend. no Brasil)
• Aumento sazonal do PMR EUA em função da proximidade da temporada de férias americana;
• Aumento do PMR Brasil confirma a política de alinhamento de preços internos aos internacionais no
médio/ longo prazo, evitando o repasse da volatilidade de curto prazo;
5

7. DEMONSTRATIVO DE RESULTADO 2T07 VS 1T07
1T07 2T07
41.798
Receita Líquida 7,5%
38.894
24.489
CPV 23.692 3,4%
R$ milhões
14.190
EBITDA 29,1%
10.993
Lucro Operacional 11.535 34,4%
8.582
Lucro Líquido 6.800
4.131 64,6%
• Aumento de 64,6% no lucro líquido do 2T-2007 em decorrência:
• Aumento dos volumes vendidos no mercado interno e melhor PMR;
• Maiores cotações do petróleo no mercado internacional;
• Ausência dos gastos extraordinários ocorridos no 1T-2007 com repactuação do Plano Petros;
• Benefício fiscal decorrente do provisionamento dos juros sobre capital próprio.
6

8. ANÁLISE DAS DESPESAS OPERACIONAIS 2T07 VS 1T07
1T07 2T07
1.443
Despesas de Vendas 2,0%
1.415
1.498
R$ milhões
Gerais e Admin. 1.545 -3,0%
391
Custos Exploratórios -40,3%
655
323 8,0%
Tributárias
299
1.239
Outras -33,8%
1.871
• Custos Exploratórios: menores gastos no exterior, com sísmica no 2T-2007
• Outras: Diminuição de quase 34% devido principalmente à ausência dos efeitos da repactuação do Plano
Petros, ocorrido no 1T07
7

9. EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (2T07 VS 1T07)
Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
1.800 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.789
2.122 31 220 15 50 10.024
8.056
1T07 Lucro Oper. Efeito Preço na Efeito Volum e na Efeito Custo Efeito Volum e no Despesas 2T07 Lucro Oper.
Receita Receita Médio no CPV CPV Operac.
• Aumento dos preços médios de venda/ transferência, acompanhando a evolução das
cotações de petróleo no mercado internacional.
8

10. EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (2T07 VS 1T07)
Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
1.982 1.578
1.694
1.541
90 3.358
3.197
1T07 Lucro Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 2T07 Lucro
Oper. na Receita na Receita Medio no CPV no CPV Operac. Oper.
• Aumento do preço médio de realização de derivados, devido as cotações mais altas do petróleo
no mercado internacional, maior volume vendido e realização de estoques formados a menores
custos de aquisição que compensou parcialmente o aumento do custo médio.
9

11. EXPORTAÇÃO LÍQUIDA DE PETRÓLEO E DERIVADOS
Superávit Físico de 23 mil bpd e Déficit Financeiro de US$ 242 milhões no 2T07
Exportação (mil barris/dia) Importação (mil barris/dia)
669 624 592 540 569
576 510
548 442 437
215 132 159
247 137
221 271 88 97
281
454 373 408 410
355 377 354 340
267 321
2T06 3T06 4T06 1T07 2T07 2T06 3T06 4T06 1T07 2T07
Petróleo Derivados
• Volume maior de importações de petróleo e derivados devido à elevação da demanda,
especialmente por derivados leves.
10

12. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (2T07 VS 1T07)
1.800 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.789
2.903 796 763 109 172 6.800
25
4.131
1T07 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin., Não Impostos Part. acionistas 2T07 LL
Oper., Outros e Eq. não control.
Pat.
• Aumento da receita decorrente do aumento dos volumes vendidos no mercado interno e dos preços (atrelados às cotações
internacionais do petróleo);
• Melhor estrutura de CPV pela realização de estoques formados a menores custos de aquisição no trimestre anterior,
reduzindo o impacto negativo de custos mais altos no resultado;
• Diminuição das despesas operacionais decorrente da ausência dos efeitos da repactuação do Plano Petros (R$ 1 bilhão),
ocorrido no 1T07;
• Redução no montante de impostos devido ao benefício fiscal decorrente do provisionamento de JCP (R$ 746 milhões).
11

13. ESTRUTURA DE CAPITAL
Índices de Endividamento da Petrobras
27% 28% R$ milhões 30/06/2007 31/03/2007
27%
26% Endividamento de Curto
26%
28% (1) 10.720 11.879
24% 27% Prazo
Endividamento de Longo
(1) 29.100 32.539
20% Prazo
19% 23% 19%
18% 17%
17% Endividamento Total 39.820 44.418
16%
Caixa e Aplic. Financeiras 17.854 20.463
(2)
Endividamento Líquido 21.966 23.955
set/05 dez/05 mar/06 jun/06 set/06 dez/06 mar/07 jun/07
End. Líq./Cap. Líq. End. CP/End. Total
• Queda de 8% no endividamento líquido decorrente principalmente da geração líquida de caixa no período (R$ 2.948
milhões), mesmo considerando o crescimento expressivo de investimentos e o pagamento de dividendos, além do
reflexo da apreciação do Real sobre o endividamento.
(1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 1.980 milhões em 30.06.2007 e R$ 2.259 milhões em 31.03.2007).
(2) Endividamento Total – Disponibilidades
12

14. DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA - CONSOLIDADO
R$ milhões
2T07 1T07
(=) Caixa Gerado pelas Atividades Operacionais 13.548 7.493
(-) Caixa Utilizado em Atividades de Investimento (10.600) (7.951)
(=) Fluxo de Caixa Livre 2.948 (458)
(-) Caixa Utilizado em Atividades de Financiamento (5.557) (6.908)
Financiamentos (3.958) (1.035)
Dividendos (1.599) (5.873)
(=) Geração de Caixa no Período (2.609) (7.366)
Caixa no Início do Período 20.463 27.829
Caixa no Final do Período 17.854 20.463
• Diminuição da disponibilidade de caixa principalmente devido ao pagamento de financiamentos.
• Projeto Malhas - US$ 900 milhões
• P-53 – US$ 190 milhões
• P-51 – US$ 204 milhões
• EVM – US$ 123 milhões
13

15. INVESTIMENTOS
R$ milhões
1S07 %
Investimentos Diretos 17.030 86
Exploração e produção 9.092 45
Abastecimento 2.856 14
Gás e Energia 730 4
Internacional 3.486 19
Distribuição 547 3
Corporativo 139 1
Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 2.596 13
Empreendimentos em Negociação 169 1
Projetos Estruturados - -
Total de investimentos 19.795 100
• Os investimentos do Sistema Petrobras atingiram o montante de R$ 19.795 milhões destacando-
se a ampliação da capacidade futura de produção de petróleo e gás natural no país (R$ 9.092
milhões) e no exterior (R$ 3.129 milhões)
14

16. CUSTOS DE EXTRAÇÃO SEM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL
Δ = 1,81% ou US$ 0,13
Sem Partic. Gov.
US$/bbl 7,24 7,20 7,33
6,64
6,12
2T06 3T06 4T06 1T07 2T07
• Aumento de 1,8% em função principalmente da apreciação do Real frente ao Dólar de 6%, incidente sobre a
parcela dos gastos formados em moeda nacional;
• Descontando o efeito câmbio, o lifting cost unitário reduziu 3%, em função dos menores gastos com
intervenções em poços e manutenções corretivas;
15

17. CUSTOS DE EXTRAÇÃO COM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL
69,6 69,5 68,8
26 61,5 61,8 59,7
56,9 57,8 60
51,6
47,5 17,5 18,1 17,9
38,2 17,3 17,6
16,1 16,2
15,2
US$/boe
16 13,9 40
28,8 13,6
10,8 11,5 10,4 59%10,6
10,0 11,0 11,4
65% 9,0
8,6 9,8 56%
7,6 61%8,5 20
6,5
6 5,2 60%
6,0 6,1 6,3 6,1 6,6 7,2 7,2 7,3
4,3 5,4 5,4 0
3,4
2003 2004 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 2T07
-4 -20
Lifting Cost Participação Gov. Brent
• Acréscimo da participação especial principalmente em decorrência do aumento nos preços
médios de referência do petróleo nacional, atrelado as cotações internacionais de petróleo.
16

18. CUSTOS DE REFINO NO BRASIL (US$bbl)
Δ = 5,9% ou US$ 0,15
Custo de Refino no Brasil
2,71 2,69
2,48 2,54
2,07
2T 06 3T 06 4T 06 1T 07 2T 07
• Aumento de 5,9% influenciado principalmente pelo efeito câmbio, parcialmente compensado pela
menor ocorrência de paradas programadas;
• Em Reais, decréscimo de 0,9%.
17

19. CUSTOS EM REAIS
18 2,2
15,5 15,2
16 14,3 14,5
14 13,2
2,1
Câmbio
R$/barril
12
10
2
8
5,4 5,8 5,4 5,3
6 4,6
4 1,9
2
0 1,8
2T06 3T06 4T06 1T07 2T07
Lifting Cost Custo de Refino Dolar Médio
• A evolução do lifting cost em Reais mostra estabilidade nos últimos trimestres.
18

20. COMPARAÇÃO DE LUCRO LÍQUIDO 2T07 vs 1T07
A Petrobras obteve o maior crescimento trimestral entre as Majors Oil Companies
US$ bilhões 1T07 2T07 2T07/1T07
Petrobras* 2,01 3,53 75,0%
BP 4,66 7,38 58,1%
Shell 7,28 8,67 19,0%
Chevron 4,72 5,38 14,1%
ExxonMobil 9,28 10,26 10,6%
ConocoPhillips 3,55 0,30 -91,5%
Fonte: Evaluate Energy e Petrobras
* Resultados Petrobras em R$ convertidos pelo dólar de fechamento dos períodos (1T07: R$ 2,050 e 2T07: R$ 1,926).
19

21. SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
Visite nosso website: www.petrobras.com.br/ri
Para mais informações favor contactar:
Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Departamento de Relacionamento com Investidores
Raul Adalberto de Campos– Gerente Executivo
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
20

22. Plano de Negócios 2008-2012
José Sergio Gabrielli de Azevedo
Presidente
14 de Agosto de 2007
1

23. 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.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus
relatórios arquivados 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

24. Visão do Ambiente de Negócios em 2020
Transparência Crescimento
Econômico
Públicos .
de
Mudança Climática Energias
Interesse
Pressões Mais Limpas Brasil,
Responsabilidade China e Índia
Ambientais Social Biocombustíveis
Energia: Petróleo
Tecnologia
?
Geopolítica
e Gás Natural
3

25. Visão 2020 e Atributos
Visão 2020
Seremos uma das cinco maiores empresas
integradas de energia do mundo e a preferida
pelos nossos públicos de interesse
Atributos da Visão 2020
Nossa atuação se destacará por:
• Forte presença internacional
• Referência mundial em biocombustíveis
• Excelência operacional, em gestão, recursos humanos e
tecnologia
• Rentabilidade
• Referência em responsabilidade social e ambiental
• Comprometimento com o desenvolvimento sustentável
4

26. Visão 2020 e Missão
Visão 2020
Seremos uma das cinco maiores empresas
integradas de energia do mundo e a preferida pelos
nossos públicos de interesse
Missão
Atuar de forma segura e rentável, com
responsabilidade social e ambiental, nos
mercados nacional e internacional, fornecendo
produtos e serviços adequados às necessidades
dos clientes e contribuindo para o
desenvolvimento do Brasil e dos países onde atua.
5

27. Desafios de Gestão
Novos Projetos Estratégicos com foco em:
• Disciplina de Capital
• Assegurar o retorno adequado do capital empregado
nos vários segmentos de negócios da Companhia:
• Busca de maior eficiência na implantação de projetos
(Prazos e Custos);
• Gestão de Estoques;
• Redução de Custos Operacionais e Administrativos;
• Gestão de Portfólio.
• Recursos Humanos
• Ser referência internacional, no segmento de energia,
em gestão de pessoas, tendo seus empregados como
seu maior valor.
6

28. Desafios de Gestão
Novos Projetos Estratégicos com foco em:
• Responsabilidade Social
• Ser referência internacional em responsabilidade social na
gestão dos negócios, contribuindo para o desenvolvimento
sustentável.
• Mudança Climática
• Atingir patamares de excelência, na indústria de energia, quanto
à redução da intensidade de emissões de gases de efeito estufa
nos processos e produtos, contribuindo para a sustentabilidade
do negócio e para a mitigação da mudança climática global.
• Tecnologia
• Ser referência mundial em tecnologias que contribuam para o
crescimento sustentável da Companhia nas indústrias de
petróleo, de gás natural, petroquímica e de biocombustíveis.
7

29. Estratégias por Segmento de Negócio
Estratégia Corporativa
Comprometimento com o desenvolvimento sustentável
Crescimento Responsabilidade
Rentabilidade
Integrado Social e Ambiental
Ampliar a atuação
Estratégia Corporativa
nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímico, gás e energia, biocombustíveis e distribuição,
sendo referência mundial como uma empresa integrada de energia
Crescer produção Expandir a atuação Desenvolver e Ampliar a atuação em Atuar, globalmente, na
e reservas de integrada em liderar o mercado petroquímica no Brasil comercialização e
petróleo e gás, de refino, brasileiro de gás e na América do Sul, de logística de
forma sustentável, comercialização, natural e atuar de forma integrada com os biocombustíveis,
e ser reconhecida logística e forma integrada demais negócios do liderando a produção
pela excelência distribuição com nos mercados de Sistema PETROBRAS nacional de biodiesel
na atuação em foco na Bacia do gás e energia e ampliando a
E&P Atlântico elétrica com foco participação no
na negócio de etanol
América do Sul
Excelência operacional, em gestão, recursos humanos e tecnologia
Downstream Biocombustíveis
E&P Distribuição Gás & Energia Petroquímica
(RTC)
8 Confidencial

30. Premissas Macroeconômicas
Indicadores 2007-2011 2008-2012
PIB – Mundo (% ao ano) – PPP 4,2 4,3
PIB – América Latina (% ao ano) – PPP (*) 3,7 3,9
PIB – Brasil (% ao ano) 4,0 4,0
Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,50 2,18
Parametrizados pelos
Parametrizados pelos
preços do mercado
preços do mercado
Preços de Derivados internacional, sem
internacional, sem alteração
alteração nos preços
nos preços relativos
relativos
(*) PPP – paridade do poder de compra
9

31. Preços do Petróleo: Curvas do Brent
60,0 Curva de Preços PN 2008/12
50,0 55
50
40,0 45 35 35
40
30,0 35 35
Curva de Preços PN 2007/11
20,0
10,0
0,0
2008 2009 2010 2011 2012
10

32. Plano de Investimentos: Distribuição por Segmento de Negócio
Período 2008-12
US$ 112,4 bilhões
58%
13%
65,1 15,0
1,5 97,4
29,6
2,6 2,6
1%
2% 4,3
6,7 87%
26%
2% 4%
6% Brasil Internacional
E&P RTC G&E
Petroquímica Distribuição Corporativo Biocombustível
• US$ 65,1 bilhões destinados ao E&P:
• Exploração: US$ 13,8 bilhões
• Produção: US$ 51,3 bilhões
11
11 Nota: Inclui Internacional

33. Plano de Investimentos
Valores em US$ Bilhões
Petrobras Petrobras Diferença
Segmento de Negócio
2007-11 2008-12 (%)
E&P 49,3 65,1 32
RTC 21,9* 29,6 35
G&E 7,3* 6,7 -8
Petroquímica 3,3 4,3 30
Distribuição 2,3 2,6 13
Biocombustível 1,2 1,5 25
Corporativo 1,8 2,5 39
Total 87,1 112,4 29
A previsão indica uma média anual de investimento no período 2008-12
de US$ 22,5 bilhões
12 * No Plano 2007-2011 contemplava os investimentos em biocombustíveis

34. Os resultados consolidados indicam um Conteúdo Nacional de 65%, levando a uma
média anual de US$ 12,6 bilhões colocados junto ao mercado fornecedor local
US$ bilhões
Colocação no
Investimento
Mercado Conteúdo
Área de Negócio Doméstico
Nacional Nacional (%)
2008-12
2008-12
E&P 54,6 29,5 54%
Abastecimento 31,4 24,3 77%
G&E 6,6 5,0 76%
Distribuição 2,5 2,4 100%
Áreas Corporativas 2,3 1,9 80%
Total 97,4 63,1 65%
A média anual de colocação no mercado nacional do Plano anterior, era cerca de US$ 10 bilhões
13

35. Da variação de 34% nos investimentos, US$ 13,3 bilhões (ou 16%) foi devida à
incorporação de Novos Projetos
Novos Projetos
• Exploração & Produção:
• Exploração
• Recuperação de Campos com Alto
Grau Explotação
• Suporte e Infra-estrutura
• Plangás
• Refino, Transporte e Comercialização:
• Plangás Abast Projetos Novos
Projetos Novos
• Petroquímica Alteração da
13.267
Alteração da
taxa de câmbio US$ 13,267 bi Outros
• Novas unidades COMPERJ
Taxa de Câm bio
US$ 4,224 bi -2.435
4.224
Taxa de câmbio Melhoria do
• Aumento de 5% no CAPEX em grau de
decorrência da alteração da Definição
premissa da taxa de câmbio 2.835
Aumento de
Custos Custo ento de
Aum
• Aumento de custos (13%) em US$ Custo bi
10,912
linha com o observado na 10.912
indústria
PN 2007-11*
83.571
* Valores referentes à 2008-2012
14

36. Segmento de Negócio E&P
Crescer produção e reservas de petróleo e gás, de forma sustentável, e ser
reconhecida pela excelência na atuação em E&P
Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020
•Aumentar de forma sustentável a produção de petróleo, preservando a auto-
suficiência nacional.
•Garantir o acesso a reservas e produção de gás natural para assegurar o suprimento
do mercado nacional.
•Ampliar a atuação em áreas de grande potencial de E&P, onde a capacitação
operacional, técnica e tecnológica represente diferencial competitivo.
• Adotar práticas e novas tecnologias em áreas com alto grau de explotação com o
objetivo de otimizar o fator de recuperação.
•Fortalecer o posicionamento em águas profundas e ultra-profundas.
• Desenvolver esforço exploratório em novas fronteiras para garantir uma relação
reserva /produção sustentável.
• Garantir elevada reposição de reservas, mantendo o Índice de Reposição de
15 Reservas (IRR) anual maior que 1.

37. Produção Total – Óleo & LGN e Gás Natural - Metas
Mil boed
6,8% p.a.
4.153
7,2% p.a.
3.494
1 8 3*
5 1 5*
1 5 1*
2.298
2.217 101 2 8 5* 643
2.020 96
94 142 637
163
168 274 277
265
2. 812
1, 778
2. 421
1, 684
1, 493
2004 2005 2006 Meta 2012 P r evi são
Ól eo + LGN B r asi l Gás N a t ur a l B r as i l 2015
Ól e o + LGN I nt er nac i ona l * Gás N a t ur a l I nt e r na c i ona l
16 * Inclui produção não consolidada

38. Oportunidades de crescimento da produção de E&P no Brasil garantem a
sustentabilidade da auto-suficiência do País
Produção de óleo, condensado e LGN
2900
2.812
2700
2500 2.421
2.374
2.296
2300 2.191
Mil bpd
2.337
2.050
2100 2.170
2.101
2.039
1900 1.968
1.922
1700
1500
2008 2009 2010 2011 2012 2015
17
17 PN 2008-2012 Demanda

39. Segmento de Negócio E&P – Principais Projetos
Projetos
Exploração no Brasil e Exterior
Desenvolvimento da Produção na Bacia de Campos: Roncador (P-52, P-54, P-55),
Marlim Sul (P-51, P-56), Papa Terra, Maromba, Jubarte Fase II (P-57), Cachalote,
Baleia Franca e Baleia Anã
Desenvolvimento da Produção na Bacia de Santos: Mexilhão, Uruguá-Tambaú,
Pirapitanga
Desenvolvimento da Produção na Bacia do Espírito Santo: Golfinho e Peroá-
Cangoá.
Desenvolvimento da Produção de Campos das demais Bacias Brasileiras: (Pólo
Juruá-Aracacanga, Manati, D. João Mar, Sergipe-Alagoas)
Desenvolvimento da Produção nos Estados Unidos (Cascade, Chinook,
Conttonwood)
Desenvolvimento da Produção na Argentina, Nigéria (Akpo, Agbami), Angola,
Venezuela, Colômbia e Turquia
Total de US$ 65 bilhões
18
18

40. Metas Corporativas – Segmento E&P
Custos de Extração
6,59
6,13
5,72
3,36 3,52
US$bbl
2,90
2005 2006 Meta 2012
Custo de Extração - Brasil
Custo de Extração Internacional
19

41. Segmento de Negócio de Downstream (Refino, Transporte e Comercialização)
Expandir a atuação integrada em refino, comercialização, logística e
distribuição com foco na Bacia do Atlântico
Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020
•Aumentar a capacidade de refino no Brasil, processando o máximo de petróleo
nacional produzido.
•Expandir a capacidade de refino no País e no exterior, buscando o equilíbrio com o
crescimento da produção de óleo da PETROBRAS.
•Desenvolver o portfólio de produtos, serviços e tecnologias da PETROBRAS, com
foco no cliente.
•Aumentar as vendas de produtos e serviços, expandindo as atividades de
comercialização, logística e processamento, no País e exterior.
•Adequar o parque existente e as expansões de refino no País e exterior para
atender aos padrões e tendências de qualidade de produtos dos mercados-alvo.
• Desenvolver parcerias comerciais e logísticas em modais alternativos.
20

42. Mercado de Derivados de Petróleo no Brasil
Mil bpd
3000 2.732
a. a.
2 ,9 %
2.337 345
2500
2.039 138
287
1.824
2000 228 116
153 95 1105
110
1500 902
779
706
1000 173
129
76 96 281
282 281
241
500 386 432
333 340
204 217 237 257
0
2006 2010 2015 2020
GLP Gasolina Nafta QAV Diesel OC Outros
21

43. Investimentos em Downstream
Investimentos de US$ 29,6 bilhões na área de Downstream....
21%
US$ milhões
28% Qualidade combustível 8.619
Conversão 3.938
Expansão 5.353
8% SMS 1.083
Transporte Marit. 2.270
Dutos 2.264
8% Outros 6.112
13%
4%
18%
22

44. O fluxo de produtos líquidos em 2012 demonstra o elevado grau de
integração entre os segmentos de negócios no País e exterior
Mil bpd
Produção Internacional Produção Brasil
114 Consumo de Derivados
285** 2.421
no Brasil ** 2.170
256* 29 296 158 1.853
Compra de Óleo no Carga Processada
Exterior 23
no Brasil 2.061
Óleo Derivados ***
Carga Processada no Exterior
208 5
348
Importação Exportação
256
(*) Inclui produção não consolidada
Vendas Internacionais de Óleo (**) Deduzida a parcela de biodiesel
(***) Exportação líquida de derivados
762

45. Metas Corporativas – Segmento Downstream
Custos de Refino
3,69
2,29 2,24
1,90
1,73
US$bbl
1,30
2005 2006 Meta 2012
Custo de Refino - Brasil
Custo de Refino Internacional
24

46. Metas Corporativas – Segmento Downstream
Carga Fresca Processada (Brasil e Exterior) e
Processamento de Petróleo Nacional no Brasil (mil bpd)
3,500 3.007 96
2.409 92
3,000
348 91
2,500 90
1.997 348 86
2,000 205
1,500 81
80 2,659
1,000 1,792 2,061
76
500
0 71
2008 2012 2015
PN 2008-12 - Carga Fresca Processada - Internacional (mil bpd)
PN 2008-12 - Carga Fresca Processada - Brasil (mil bpd)
% de óleo doméstico processado
25

47. Segmento de Negócio de Distribuição
Expandir a atuação integrada em refino, comercialização, logística e
distribuição com foco na Bacia do Atlântico
Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020
•Liderar o mercado brasileiro de distribuição de derivados de petróleo e
biocombustíveis, com maximização do market-share, garantindo rentabilidade.
•Fazer da marca PETROBRAS a preferida dos consumidores, oferecendo excelência
na qualidade de produtos e serviços, tanto no Brasil como no exterior.
•Ampliar a participação na distribuição de gás natural no Brasil, com foco nos
maiores mercados.
26

48. Metas Corporativas – Segmento Distribuição
Participação da BR no Mercado (%)
41
36
31
24
2006 2012
Participação da BR no Mercado Global (%)
Participação da BR no Mercado Automotivo (%)
27

49. Segmento de Negócio de Petroquímica
Ampliar a atuação em petroquímica no Brasil e na América do Sul , de forma
integrada com os demais negócios do Sistema PETROBRAS
Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020
•Ampliar a atuação na 1a e 2a geração, aumentando a produção de petroquímicos,
agregando valor aos produtos das refinarias do sistema, capturando sinergias entre
produção de óleo, gás, refino e petroquímica.
•Desenvolver novas tecnologias para a indústria química, com base na evolução
tecnológica de craqueamento catalítico (FCC) petroquímico e em polímeros
biodegradáveis e biopolímeros.
28

50. Principais Projetos: Segmento Petroquímico
Principais Projetos
COMPERJ - Unidade de Petroquímicos Básicos
COMPERJ - Resinas Termoplásticas ( Polietileno, Polipropileno e PET)
COMPERJ - Intermediários (Estireno, PTA e Etilenoglicol)
Petroquímica Suape (PTA)
Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco – CITEP (POY)
Petroquímica Argentina - PESA
Outros Projetos Petroquímicos Internacional
Petroquímica Paulínia - Polipropileno
Complexo Acrílico
Total de investimentos: US$ 4,3 bilhões
29
29

51. Segmento de Negócio de Gás & Energia
Desenvolver e liderar o mercado brasileiro de gás natural e atuar de forma
integrada nos mercados de gás e energia elétrica com foco na
América do Sul.
Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020
•Desenvolver e consolidar o negócio de gás natural no mercado brasileiro,
assegurando flexibilidade e confiabilidade ao suprimento.
•Atuar no negócio de GNL, de forma verticalizada e integrada, priorizando o
atendimento do mercado do Cone Sul.
•Consolidar o negócio de energia elétrica, de forma rentável, otimizando o portfólio
de termelétricas.
•Atuar na integração energética da América do Sul.
•Explorar as oportunidades de geração de energia elétrica, a partir de biomassa,
derivados e gás natural.
•Promover o domínio de tecnologias necessárias a toda a cadeia de gás natural.
30

52. Mercado de Gás Natural no Brasil *
160 Milhões de m3/dia
134 134
140
120 31,1 GNL
a. 43,9
a.
100 4%
19,
30,0 Bolívia
80
42,1
60 46,3
E&P
40 16,2 72,9
20 48,0
24
0 6,1
2006 2012 Oferta 2012
Termelétrica Industrial Outros usos
(*) Considera despacho máximo das termelétricas.
• Outros usos: veicular, residencial/comercial, refinarias e plantas de fertilizantes
31

53. Principais Projetos: Segmento Gás & Energia
Principais Projetos
Gasodutos: Gasene, Malhas Nordeste e Sudeste, Trecho Sul do
Gasbol , Urucu-Coari-Manaus e Gasduc III
GNL - Gás Natural Liquefeito
Térmicas: Cubatão, Três Lagoas, Canoas e Termoaçu
Usinas Eólicas
G&E na Argentina e Demais Países
Total de investimentos US$ 6,7 bilhões
32
32

54. Metas Corporativas – Segmento G&E
Volume de Vendas de Gás Natural Brasil – G&E*
3
(milhões m /dia)
82
a .a .
6 ,2 %
57
2008 2012
PN 2008-12 - Volume de Vendas de Gás Natural Brasil – G&E (milhões m3/dia)
* Não inclui consumo Petrobras
33

55. Metas Corporativas – Segmento G&E
Vendas de Energia Elétrica – PETROBRAS
(TOTAL Brasil + Internacional) (MW médio)
6.000 5.439
5.000 976
4.000
3.070
3.000 118
3.741
2.000 2.234
1.000
718 722
0
2008 2012
PN 2008-12 - Oportunidades de Expansão de Térmicas (MW médio)
PN 2008-12 - Termelétricas e Co-geração - Brasil (MW médio)
PN 2008-12 - Internacional (MW médio)
PN 2008-12 - PETROBRAS (TOTAL Brasil + Internacional) (MW médio)
34

56. Segmento de Negócio de Biocombustíveis
Atuar, globalmente, na comercialização e logística de biocombustíveis,
liderando a produção nacional de biodiesel e ampliando a participação no
negócio de etanol
Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020
•Ampliar a atuação no negócio etanol, participando da cadeia produtiva nacional
para o desenvolvimento de mercados internacionais, com foco em logística e
comercialização.
•Desenvolver e liderar a produção nacional de biodiesel para atendimento ao
mercado brasileiro e atuar em oportunidades de mercados externos.
•Desenvolver tecnologias que assegurem a liderança mundial na produção de
biocombustíveis, inclusive a partir de matérias-primas de baixo valor agregado
(biomassa residual).
35

57. Principais Projetos: Segmento Biocombustíveis
Investimentos de US$ 1,5 bilhão
4%
21% 29%
46%
Biodiesel Dutos e Álcooldutos Outros H-Bio
36
36

58. Metas Corporativas – Segmento Biocombustíveis
Capacidade de Disponibilização de Biodiesel
3
(mil m /ano)
2.500 2.705 3.000
2.000 2.500
2.000
1.500
1.254 1.500
1.000 844
1.000
1.182
500 938 500
329
0 0
2008 2012 2015
P N 2008-12 - Capacidade de Disponibilização de Biodiesel (mil m3/ ano)
M ercado Nacional de Biodiesel (mil m3/ ano)
37

59. Metas Corporativas – Segmento Biocombustíveis
Exportação de Etanol (Mil m 3)
5.000 4.750
4.000
a .
a.
3.000
5%
45,
2.000
1.000
500
0
2008 2012
PN 2008-12 - Exportação de Etanol (Mil m3)
38

60. Principais Indicadores Financeiros
Média Média
Indicadores
PN 2007-2011 PN 2008-2012
Retorno sobre o Capital Empregado (ROCE) (%) 16 14
Captação de Recursos por Financiamento LP
3,1 3,9
(US$ Bilhão)
Saldo de Caixa (final do ano) (US$ Bilhão) 3,5 3,1
Dívida Líq. / Dívida Líq. + Patrimônio
25 20
(Alavancagem Financeira) (%)
Fluxo de Caixa Operacional Livre
1,5 1,4
(US$ Bilhão)
39

61. Geração de Valor PN 2008-2012
Geração de Valor pelo EVA acumulado
(US$ bilhões)
110,0 103,1
100,0
90,0 81,5
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
Período 2007-2012 Período 2007-2015
40

62. Fontes e Usos – PN 2008-2012
(US$ 123,8 Bilhões) (US$ 123,8 Bilhões)
19.4 11.4
(15,7%) (9,2%)
104.4 112.4
(84,3%) (90,8%)
2004-2010
Recursos de Terceiros Amort. Dívida
Geração Própria Investimentos
No PN 2007-11 a necessidade de recursos de terceiros foi de 13%
41

63. Metas Corporativas de SMS
Plano de Negócios 2008-2012
Metas de SMS
2008 2012
Volume Máximo Admissível de
694 601
Vazamento (m3)
Taxa de Freqüência de Acidentados
com Afastamento (TFCA Composto) 0,68 0,50
(Nº Acidentados / Milhão HHER)
Percentual de Tempo Perdido (PTP)
2,23 2,18
Empregados Próprios (%)
Total de Emissões Evitadas de
Gases de Efeito Estufa (Milhões de 3,56 3,93
Toneladas de CO2 Equivalente)
42

64. Metas Corporativas de RSA
Metas de Responsabilidade Social e Plano de Negócios 2008-2012
Ambiental 2008 2012
Imagem de Responsabilidade Social (%) 78 81
Imagem Corporativa (%) 82 83
Imagem como Empresa de Energia 71 77
Capacitação em Responsabilidade Social e Ambiental (Nº
65.049 185.783
de horas)
Comprometimento dos Empregados Quanto à RSA (%) 97 98
Conhecimento dos Empregados Quanto à RSA (%) 85 88
Pontuação Ethos - Tema Valores, Transparência e
342 344
Governo (Número)
Pontuação Ethos - Tema Comunidades (Número) 341 344
Pontuação Ethos - Tema Governo e Sociedade (Número) 339,5 344
43

65. Metas Corporativas de Recursos Humanos
Plano de Negócios 2008-2012
Metas de Recursos Humanos
2008 2012
Nível de Comprometimento com a Empresa (%) 79 83
Índice de Satisfação dos Empregados – (ISE) (%) 69 73
Índice de Competências de Gestão (ICG) (%) 80,4 82,3
Índice de Competências Individuais (ICI) (%) 90,5 91,7
Índice de Resultados Individuais (IRI) (%) 91,7 92,9
44

66. O Plano de Investimentos no Brasil demandará em média cerca de 917 mil
postos totais, sendo 228 mil diretos
Postos de Trabalho (Mil) Média Anual
2008-12
Postos de Trabalho Diretos 228
Postos de Trabalho Indiretos (Cadeia Produtiva) 351
Postos de Trabalho Indiretos (Efeito Renda) 338
Postos de Trabalho Totais 917
45

67. Efeito Macroeconômico
O Valor Adicionado no País gerado pelas atividades da Petrobras
acrescido do impacto na cadeia produtiva dos investimentos e dos gastos
operacionais estão apresentados abaixo, representando em média, cerca
de 10 % do PIB brasileiro
R$ Bilhões
Média Anual
Valor Adicionado Gerado pela:
2008-2012
Petrobras no País 141
Cadeia Produtiva dos Investimentos 50
Cadeia Produtiva dos Gastos Operacionais 55
Total do Valor Adicionado 246
46