O documento resume os resultados do 1o trimestre de 2007 da Petrobras. Houve queda na produção nacional de óleo e LGN de 1,2% devido a uma parada programada de produção. A produção total caiu 1,2% e a internacional caiu 3%. O lucro líquido caiu 20,6% em relação ao trimestre anterior devido à queda na receita líquida e nos preços do petróleo.

1. Teleconferência / Webcast Almir Barbassa
Divulgação de Resultados Diretor Financeiro e de Relações
1º trimestre 2007 com Investidores
(Legislação Societária) 15 de maio 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
Δ=-
1,2%
1.823
• 1,2% de queda no trimestre 1.800
devido a parada programada de
produção da plataforma P-37, no
mil bpd
campo de Marlim, ocorrida ao
longo da 2ª quinzena de janeiro e
finalizada em 05 de fevereiro de
2007.
4T06 1T07
2

4. PRODUÇÃO TOTAL DE ÓLEO, LGN E GÁS NATURAL
mil boed
Δ = 1,2%
2,304 2,334 Δ= 2,305
-1,2
%
2,279 2,273
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
• Queda na produção no 1T07 devido à parada programada da plataforma P-37; problemas na aceleração da
produção das unidades FPSO-Capixaba (Golfinho) e P-34 (Jubarte) impediram uma melhor performance no 1T07;
• A produção internacional reduziu em 3% devido à interrupção das atividades no Equador em função de manifestações
populares.
3

5. PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P
69.62 69.49
61.53 61.75
64.74 66.07 59.68 57.75
56.9
56.39
US$/bbl
52.7 57.59 58.20 58.69
51.59 56.08 55.24
47.50 53.69
54.24
49.33
48.70 47.79
44.19 46.05
43.04
37.48
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Preço médio de venda Brent (média) Cesta OPEP
Queda no preço médio de venda do óleo da Petrobras em linha com o mercado internacional.
4

6. REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO
Mil barris/dia %
91
93 90
1.9 50
89 90
81
85 77 80
1.812 1.795 80 79
1.8 0 0 78 1.781
1.753 1.746
1.711 70
1.684 1.696
1.652
1.6 50 1.623
60
1.50 0 50
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Pr o d ução N acio nal d e D er ivad o s V o lume d e V end as d e D er ivad o s
U t iliz ação C ap acid ad e N o minal - B r asil ( %) Par t icip ação ó leo nacio nal na C ar g a Pr o cessad a ( %)
• Reversão na produção de derivados que aumentou em 5% devido ao elevado fator de utilização (+ 5 p.p);
• No primeiro trimestre houve queda no volume de venda de derivados devido à sazonalidade.
5

7. PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR
100
1T06 4T06 1T07
Média Média Média
80
71,0 70,6 71,5
70,2 68,8 67,3
60
61,8 59,7 57,8
40
20
dez/04 mar/05 jun/ 05 set/ 05 dez/05 mar/06 jun/ 06 set/ 06 dez/06 mar/ 07
PMR Brasil (US$/ bbl) Pr eço Médio Br ent ( US$/ bbl)
PMR EUA ( US$/ bbl c/ vol. vend. no Br asil)
• A estabilidade no PMR Brasil confirma a política de alinhamento de preços internos aos internacionais
no médio/ longo prazo;
• Diante da apreciação cambial o PMR em R$ apresentou ligeira redução (de R$ 152,10 para R$ 150,97, ou
-0,74%). 6

8. DEMONSTRATIVO DE RESULTADO 1T07 VS 4T06
4T06 1T07
38.894
Receita Líquida - 5,2%
41.041
23.629
CPV -11,5%
26.696
R$ milhões
10.993
EBITDA
10.225 7,5%
8.582
Lucro Operacional 15,0%
7.460
4.131 - 20,6%
Lucro Líquido
5.200
• Queda na receita líquida devido à queda nos volumes vendidos de derivados e menor preço de realização;
• Queda no CPV devido a menores preços do petróleo, custo de extração, part. gov, custo de refino e volume de
importação;
• Elevação do resultado operacional devido a melhor estrutura de custos e estabilidade no montante das
despesas, mesmo considerando o pagto de R$ 1 bilhão relativo a repactuação de cláusulas do Plano Petros;
• O resultado líquido foi negativamente afetado pelo resultado financeiro (variação cambial ativa) e pela
ausência de benefício fiscal, quando comparado ao trimestre anterior.
7

9. LUCRO LÍQUIDO
1T-2007 4T-2006
Lucro Operacional 8.582 7.460
Despesas Financeiras Líquidas (950) (72)
Equivalência Patrimonial (84) 20
Lucro operacional (após Desp. Fin.) 7.547 7.408
Receitas (despesas) não operacionais 27 35
Imposto renda / contribuição social (2.968) (1.901)
Participação dos acionistas não controladores (476) (342)
Lucro Líquido 4.131 5.200
• Despesas financeiras líquidas maiores em função das variações cambiais sobre ativos no
exterior;
• Lucro Líquido no 1T07 não teve os benefícios fiscais decorrentes do pagamento de juros
sobre capital próprio ocorrido no trimestre anterior.
8

10. ANÁLISE DAS DESPESAS OPERACIONAIS 1T07 VS 4T06
4T06 1T07
1.415 -8,7%
Despesas de Vendas
1.550
1.641 -5,0%
Gerais e Admin.
1.728
R$ milhões
655 -19,9%
Custos Exploratórios
818
299 -16,0%
Tributárias
356
1.844 29,1%
Outras 1.428
• Vendas: destaca-se a redução das despesas no segmento de distribuição e internacional;
• G&A: menor gasto com salários e benefícios;
• Custos Exploratórios: diminuição em função das elevadas baixas de poços secos ocorridas no 4T06 (R$ 125
milhões);
• Outras: aumento decorrente principalmente do incentivo financeiro pago aos participantes do Plano Petros, em
contrapartida à aceitação da repactuação de cláusulas (R$ 1.040 milhões).
9

11. EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (1T07 VS 4T06)
Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
1.823 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.800
781 8.075
1.024 354
433
7.289 244
4T06 Lucro Efeito Preço na Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume Despesas 1T 07 Lucro
Oper. Receita Médio no CPV na Receita no CPV Operac. Oper.
• Aumento no Lucro Operacional devido aos menores custos de produção e participação governamental,
parcialmente compensados pela redução da produção, bem como, pelos menores preços médios de
venda/ transferência do petróleo nacional.
10

12. EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (1T07 VS 4T06)
Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
1.456 1.808
1.474 157 3.210
2.188 57
4T06 Lucro Efeito Preço na Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume Despesas 1T07 Lucro
Oper. Receita Medio no CPV na Receita no CPV Operac. Oper.
• Aumento de 46% no Lucro Oper. decorrente principalmente da redução no custo de aquisição/
transferência de petróleo no trimestre;
• Este aumento foi parcialmente compensado pela redução do volume vendido de derivados no
mercado interno.
11

13. EXPORTAÇÃO LÍQUIDA DE PETRÓLEO E DERIVADOS
Superávit Físico de 187 mil bpd e Financeiro de US$ 528 milhões no 1T07
Exportação (mil barris/dia) Importação (mil barris/dia)
669 624 540
576 459 510
532 536 442 437
215
132
247 137
221 115 88 97
270 269
454 373 408
355 377 344 354 340
262 267
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Petróleo Derivados
• A balança comercial no 1T07 refletiu a sazonalidade da demanda, o aumento da produção de
derivados e a estabilidade de produção de petróleo.
12

14. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (1T07 VS 4T06)
1.823 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.800
3.067 202 990
1067
5.200 2.147
134
4.131
4T06 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin., Não Impostos Part. acionistas 1T07 LL
Oper., Outros e não control.
Eq. Pat.
• O aumento da margem bruta, proporcionada pela redução no preço do petróleo e custos menores de importação e de
participação governamental; foi insuficiente para superar o aumento nas despesas extraordinárias com incentivo
financeiro pago aos participantes do plano de pensão, pelos efeitos da variação cambial no resultado financeiro e
pelo aumento da carga tributária.
13

15. ESTRUTURA DE CAPITAL
Índices de Endividamento da Petrobras
32%
R$ milhões 31/03/2007 31/12/2006
28% 28%
27% Endividamento de
26% (1) 11.879 13.074
24% Curto Prazo
23% 27%
26% Endividamento de
20% (1) 32.539 33.531
19% 18% 19% Longo Prazo
17%
16%
19% Endividamento Total 44.418 46.605
Caixa e Aplic.
20.463 27.829
Financeiras
jun/05 set/05 dez/05 mar/06 jun/06 set/06 dez/06 mar/07
Endividamento
(2) 23.955 18.776
End. Líq./Cap. Líq. End. CP/End. Total Líquido
• Aumento do Endividamento Líquido em função da redução do caixa, devido ao pagamento de
juros sobre capital próprio (R$ 5,9 bilhões).
(1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 2.259 milhões em 31.03.2007 e R$ 2.540 milhões em 31.12.2006).
(2) Endividamento Total – Disponibilidades
14

16. DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA - CONSOLIDADO
R$ milhões
1T07 4T06
(=) Caixa Gerado pelas Atividades Operacionais 7.493 13.244
(-) Caixa Utilizado em Atividades de Investimento (7.951) (12.061)
(=) Fluxo de Caixa Livre (458) 1.183
(-) Caixa Utilizado em Atividades de Financiamento (6.908) 2.127
Financiamentos (1.035) 2.128
Dividendos (5.873) (1)
(=) Geração de Caixa no Período (7.366) 3.310
Caixa no Início do Período 27.829 24.519
Caixa no Final do Período 20.463 27.829
• Forte utilização de recursos líquidos da companhia para pagamento aos acionistas e
financiadores.
15

17. INVESTIMENTOS
R$ milhões
1T07 %
Investimentos Diretos 7.385 88
Exploração e produção 3.986 48
Abastecimento 1.040 12
Gás e Energia 197 2
Internacional 1.922 23
Distribuição 107 1
Corporativo 133 2
Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 861 11
Empreendimentos em Negociação 54 1
Projetos Estruturados - -
Total de investimentos 8.300 100
• Destaque para o montante de investimento internacional devido à construção de 2 navios sonda
(R$ 636,4 milhões) e desenvolvimento de campos nos EUA (R$ 122,6 milhões).
16

18. CUSTOS DE EXTRAÇÃO SEM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL
Δ = -0,6% ou US$ 0,04
Sem Partic. Gov.
US$/bbl
7,24 7,20
6,32 6,64
6,12
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
• Redução dos custos com pessoal decorrente do reconhecimento não recorrente, no quarto
trimestre/06, do reajuste salarial aprovado no Acordo Coletivo de Trabalho 2006/2007, retroativo
a setembro/06;
• Menor utilização de materiais para reparos, para intervenções de poços e substituição de peças.
17

19. CUSTOS DE EXTRAÇÃO COM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL
26 61.8
61.5 59.7
56.9 69.6 69.5 57.8
60
51.6
47.5 18,1 17,6
17,3 17,5
16,1 16,2
16 38.2 15,2
US$/boe
40
28.8 13,6 13,9
24.8
11.0 65% 11.4 64% 11.5 59% 10.4 56% 9.0
10,7 10.0 64%
7.6 8.5 9.8
8,5 59% 20
7,0
6.4
6 5.1
4.0 57%
6.0 6.1 6.3 6.1 6.6 7.2 7.2
4.3 5.4 5.4 0
3.0 3.4
2002 2003 2004 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
-4 -20
Lifting Cost Participação Gov. Brent
•Menor participação governamental no trimestre em função da diminuição dos preços médios
de referência do petróleo nacional, atrelados às cotações internacionais.
18

20. CUSTOS DE REFINO NO BRASIL (US$bbl)
Δ = -6,3% ou US$ 0,17
Custo de Refino no Brasil
2,71
2,48 2,54
2,07
1,90
1T 06 2T 06 3T 06 4T 06 1T 07
•Diminuição de 6,2% no 1T07 em relação ao período anterior refletindo os menores gastos com
pessoal (salários, vantagens e benefícios) em decorrência do Acordo Coletivo de Trabalho ocorrido
no trimestre anterior.
19

21. CUSTOS: TENDÊNCIAS NO MERCADO MUNDIAL
2006
•Tendência de alta a partir de 2002/2003, tanto na área de serviços para a indústria petrolífera
quanto na área de matéria-prima (aço e ferro para construção de plataformas e sondas)
Fonte: CERA 20

22. 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
21