1. Teleconferência / Webcast
DIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS
3o trimestre de 2009
(Legislação Societária)
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
17 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.
2

3. MANTIDA TRAJETÓRIA DE CRESCIMENTO DA
PRODUÇÃO NACIONAL E INTERNACIONAL
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
2.213 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 5% 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 queda da demanda, especialmente o despacho das térmicas
3

4. 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 - -
4

5. EXPANSÃO DA CURVA DE APRENDIZADO
NO PRÉ-SAL
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 Teste de formação nos
Tupi P1
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 exploratórios 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 projetos do pré-sal da Bacia de Santos
5

6. DESCONTO DO ÓLEO PESADO EM
PATAMAR MÍNIMO
(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
• Redução da oferta mundial de óleo pesado contribuiu para a significativa queda do
desconto em relação ao Brent
• Elevação do preço de venda do óleo doméstico gerou maior receita exportadora para
a Companhia
6

7. ESTABILIDADE NOS CUSTOS DE EXTRAÇÃO,
APESAR DO AUMENTO DO PREÇO DO ÓLEO
R$/barril US$/barril
114,78
54,40 68,28
54,91 58,79
41,48 38,86 41,62 44,40
34,24
36,79 30,27
22,39 16,33 21,28 24,78 22,86
18,11 14,69 19,50
20,06 13,84
17,61 19,09 17,91 17,58 16,84 9,87 6,87 10,78
10,21 8,24 7,82 8,72 9,02
3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09
Lifting Cost Part. Gov. Lifting Cost Part. Gov. Brent
• Queda do custo de extração sem participação, em Reais, no 3T09, apesar do aumento
do preço internacional.
• Em dólares, acréscimo foi função da valorização da taxa de câmbio
• A elevação das participações governamentais é devida ao aumento do preço
internacional e crescimento das alíquotas tributáveis em determinados campos,
principalmente Marlim Sul e Marlim Leste
7

8. BEM-SUCEDIDA POLÍTICA DE PREÇOS
DE LONGO PRAZO
US$/bbl R$/bbl
3T08 2T09 3T09 R$/bbl
3T08 2T09 3T09
US$/bbl
160
129,81
250 215,62
140
120 200
100 112,49 160,79
187,02 152,65
150
80 77,34 81,54
60 70,37 100 128,41 131,52
40
62,23
50
20
0 0
mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09 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
PMR Petrobras PMR EUA EUA
PMR PMR Petrobras
• Em relação ao 2T09 houve queda do PMR em Reais devido a redução dos preços da
gasolina e diesel em junho de 2009 e ao efeito cambial
• Quando medido em dólares o PMR se elevou em função do aumento das cotações
internacionais e valorização do Real
8

9. AUMENTO DAS VENDAS REFLETE
RECUPERAÇÃO ECONÔMICA
Derivados e Gás Natural no Mercado Brasileiro
2.118 2.085 1.998 2.054
337 302 1.824 244
244
215
Mil barris/dia
404 498 456 492
453
224 211 212 222
354 195
329 303 331 327
799 745 658 755 769
3T08 4T08 1T09 2T09 3T09
Diesel Gasolina GLP Outros Derivados Gás Natural
• Volume de vendas de derivados segue o crescimento da economia brasileira e
aspectos sazonais
• Redução na venda de gás natural dada a menor demanda para geração
termoelétrica, parcialmente compensado pelo maior consumo do setor industrial
9

10. CRESCIMENTO DO SUPERÁVIT DA BALANÇA
COMERCIAL DA COMPANHIA
(mil barris/dia) Derivados
9M08 vs 9M09 Petróleo
633 628 714
234 222 231 562
157
399 406 483 152
405
5
Exportação Importação Exportação Exportação Importação Exportação
Líquida Líquida
Volume Financeiro (US$ Milhões)
• Aumento da produção de petróleo
possibilitou maiores exportações
- US$ 1.813 + US$ 1.795
19.920 18.107 • Redução das importações,
8.845 10.640 principalmente diesel, devido à
retração econômica/menor despacho
térmico e aumento da produção
9M08 9M09
Im portações Exportações
interna de diesel
10

11. EFEITO DO CUSTO MÉDIO NO CPV
150
2500
Efeito Giro dos Estoques - R$/milhões
100
1500
1.050
863 50
Brent (US$/bbl)
621
500 260 373 323
0
-500 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3t09
-50
-1500 (1.140)
-100
(1.856)
-
-2500 -150
• Custos trimestrais retidos nos estoques (a custos médios) afetam, com
defasagem, os resultados operacionais da Companhia
11

12. EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL
LUCRO OPERACIONAL
(R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)
3.272 (4.401)
13.896
(2.520) 12.295
P.E. MARLIM = 2.048
10.247
2º Tri - 2009 Receita Despesas 3º Tri - 2009
CPV Operacionais Lucro Operacional
Lucro Operacional Operacional Líq.
• Preço de petróleo mais elevado, menor spread entre óleos leves e pesados e aumento do
volume de vendas de derivados geraram aumento da receita operacional líquida
• Aumento das quantidades vendidas, maiores preços de importação de óleo e derivados
provocou aumento do CPV
• Provisão não recorrente relativa à Participação Especial no Campo de Marlim (R$ 2,05
bilhões) explica a redução do lucro operacional
12

13. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO
LUCRO LÍQUIDO
(R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)
7.734 (3.649) 3.168 (63) (836) 949 7.303
Hedge
533
1.677 Variação
Monetária
Líquida
2º Tri - 2009 Lucro Resultado Part. Invest. Part. Acion. 3º Tri - 2009
Impostos
Lucro Líq. Operacional Financeiro Relevantes Não Control. Lucro Líq.
• Melhor resultado financeiro em função da menor valorização da taxa de câmbio e da variação
monetária líquida derivada do empréstimo do BNDES (R$ 1,7 bilhões)
• Aumento do Imposto devido ao maior benefício fiscal do JCP e maior recuperação de créditos
fiscais nas 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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14. EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO -
EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO - LUCRO OPERACIONAL
(R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)
2.806 (820)
(425) 418 (2.419)
8.246 7.806
2º Tri - 2009 Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume no Despesas 3º Tri – 2009
Lucro Operac. na Receita na Receita médio no CPV CPV Operacionais Lucro Operac.
• Diminuição do spread entre óleo leve e pesado contribuiu para o incremento de receita
• Efeito volume negativo na receita devido à retenção de estoque no E&P
• Aumento do CPV causado pela maior participação governamental no Lifting Cost
• Aumento das despesas operacionais foi devido à provisão extraordinária com a Participação
Especial no Campo de Marlim
14

15. ABASTECIMENTO –
EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL
ABASTECIMENTO - LUCRO OPERACIONAL
(R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)
2.911 (5.278)
7.914 (636)
(2.316)
205 2.800
2º Tri - 2009 Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume no Despesas 3º Tri – 2009
Lucro Operac. na Receita na Receita médio no CPV CPV Operacionais Lucro Operac.
• Apesar da redução do PMR em Reais (2T09: R$ 160,79; 3T09: R$ 152,75), o aumento das
quantidades vendidas, puxadas pelo crescimento da economia e sazonalidade, elevaram a
receita
• Maiores custos de transferência/importação de óleo e derivados levaram à forte elevação do
CPV refletindo o comportamento das cotações internacionais e a redução do spread entre óleo
leve e pesado
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16. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e
DISTRIBUIÇÃO (2T09 VS 3T09)
Gás & Energia 2Q09 3Q09
VS.
Resultado Operacional: R$ 576 milhões R$ 651 milhões
• Maiores volumes de gás vendidos para o mercado não termelétrico
• Redução dos custos de importação/ transferência de gás natural,
acompanhando o comportamento das referências internacionais
• Redução nas receitas de geração de energia compensadas
parcialmente pela melhora do resultado da comercialização de
energia
Internacional Resultado Operacional: 2T09 3T09
VS.
R$ 224 milhões R$ 363 milhões
• Maiores preços de realização e aumento de produção garantiram
melhor resultado do segmento
• Entrada em operação do campo de Akpo, na Nigéria, fortalece
tendência de incremento de produção
Distribuição
2T09 VS. 3T09
Resultado Operacional: R$ 466 milhões R$ 620 milhões
• Aumento de 7% nas margens de comercialização e de 9% nos
volumes vendidos garantiram o bom resultado da Cia.
16

17. EFETIVA IMPLANTAÇÃO DOS
INVESTIMENTOS PREVISTOS
Investimentos 9M09 - R$ 50,7 bilhões vs Investimentos 9M08 - R$ 34,1 bilhões
7% 11%
2% 3%
3% 0,9
0,5
1% 3,8 0,4
1,2 3,7
1,1 2%
0,4 1,5 0,7
0,1 0,4 1% 0,3
11%1,0 5,5
46% 4,1 15,8 46%
23,2 12%
1,5 4,5 7,1 2,2
9%
2,8d
10,6 6% 6,4
21% 19%
E&P Abastecimento Gás e Energia Internacional Distribuição Corporativo SPE Emp. em Negociação
Manutenção da forte geração de caixa possibilita o
incremento dos investimentos da Companhia
17

18. 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 Development
11-fev (Venc. 2019)
Rendimento ao Bank
Empréstimo Ponte Emissão de Títulos Investidor: 8,125%
(*) R$ 25 bilhões convertidos pela taxa de câmbio em 30.07.09
Em 2009, já foram captados US$ 34,8 bilhões
18

19. MANUTENÇÃO DA ROBUSTEZ
FINANCEIRA
R$ milhões 30/9/2009 30/6/2009
27% 28% 28% Endividamento de Curto
26% 26% 10.639 13.086
23% 25% Prazo
21% 21% 21% 22% Endividamento de Longo
19% 79.588 55.782
18% 19% Prazo
21%
19%
18% Endividamento Total 90.227 68.868
12% 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%
US$ milhões 30/9/2009 30/6/2009
End. Líq./Cap. Líq. End. CP/End. Total
Edividamento Total 50.743 35.288
 Aumento de liquidez devido ao aumento do caixa e redução do endividamento de
curto prazo.
 Endividamento líquido/capitalização líquida se manteve estável e dentro do intervalo
“ótimo”(25% a 35%)
19

20. FLUXO DE CAIXA
R$ milhões Jan-Set 2008 Jan-Set 2009 3T09
Caixa Inicial 13.071 15.889 10.072
Geração Operacional 34.337 38.180 16.681
Investimento (34.534) (50.622) (18.446)
Geração Operacional Livre (198) (12.442) (1.765)
Dividendos Pagos (6.187) (9.835) (3.426)
Financiamentos Líquidos 3.581 36.987 25.441
Caixa Final 10.776 30.088 30.088
Prazo Médio de Endividamento (anos)* 4,21 6,38 6,38
Endividamento Líquido/ EBITDA 0,85 1,00 1,11**
Brent Médio (R$/bbl) 187,62 118,87 127,68
Câmbio Médio (R$/US$) 1,69 2,08 1,87
 Aumento dos investimentos cobertos pelas captações realizadas durante o ano
 Captações realizadas aumentam o prazo médio do endividamento, alinhado ao perfil
da indústria do petróleo
*Final do ano de exercício
20 ** Últimos 12 meses

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