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Teleconferência / Webcast      Almir Guilherme Barbassa
Divulgação de Resultados        Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
     1º trimestre de 2008       13 de Maio de 2008
      (Legislação Societária)
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
PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO, LGN E GÁS NATURAL

 • Aumento de 2% na produção de óleo                                                        %
                                                          2300, 0                       Δ=3
   impulsionado pelo crescimento da                                       2.074     2.059   2.120
                                                          2100, 0
   produção do FPSO Cidade de Vitória
                                                          1900, 0          274      277           304
   (Golfinho) e das plataformas P-52 e P-54
                                                          1700, 0
   (Roncador).
                                                          1500, 0




                                                      mil bpd
 • Crescimento de 10% na produção de gás                  1300, 0
                                                                                                 1. 816
                                                          1100, 0                  1. 782
   natural. Aumento da produção de gás                                    1. 800
   não-associado no campo de Peroá                              900, 0

   (Espírito Santo) e de gás associado nos                      700, 0
                                                                500, 0
   novos sistemas de produção.
                                                                300, 0

 • Projeção 2008: 1.950(± 2,5%)                                           1T 0 7   4 T0 7        1T 0 8

      Contribuição dos Novos Sistemas de Produção para a produção de óleo e LGN (mil bpd)
                  Unidade                     4T 07                      1T 08       Variação
   FPSO-Cidade do Rio de Janeiro               56                         59                3
   FPSO- Piranema                              7                          7                 -
   FPSO-Cidade de Vitória                      14                         28                14
   P-52                                        15                         53                38
   P-54                                        7                          43                36
                                                                                                          2
Oferta e venda de Gás Natural

                                                                               57,94



                                         43,43
    Milhões de m3




                                                                                              28,70
                                                                                                        7 Milhões m3 de
                                                             21,77                                      Oferta adicional de
                                                                                                        Gás Nacional




                                                      1T07                             1T08

                                        Demanda de Gás Natural                 Oferta de Gás Nacional



• Crescimento de 33% demanda de gás natural em relação ao 1T07 devido à ampliação do mercado
  industrial em substituição ao óleo combustível e maior despacho das térmicas;
• Crescimento do mercado sustentado em parte pelo crescimento da oferta de gás nacional (32%)
  devido ao aumento da produção de gás natural não-associado no campo de Peroá (Espírito Santo)
  e dos novos sistemas de produção.
* Inclui consumo interno nas refinarias e nas térmicas próprias da Petrobras
                                                                                                                         3
REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO

      Mil barris/dia                                                                                                                  %
                    90                                                                                                               90

  1. 9 5 0                                   89                   91                        90                       89
                                                                   78                        78                      79
                       77                     78                                                                                     80

                                                                1.8 0 2
                                            1.79 6                                        1.79 5 1.776            1.776
  1. 8 0 0          1.78 1                                                1.76 8                                                     70

                                                      1.70 9                                                                1.70 3
                                                                                                                                     60
                             1.6 4 6
  1. 6 5 0

                                                                                                                                     50



  1. 5 0 0                                                                                                                           40
                    1T 0 7                   2 T0 7              3 T0 7                    4 T0 7                  1T 0 8
       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



• Redução da carga processada e da produção nacional de derivados em função da parada programada
na Replan em março/08;
• Redução sazonal do volume de venda de derivados, principalmente diesel.

                                                                                                                                           4
IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS


            800                                    670
                  624             592 569                613        575              572 579
            600                                                           536
                        437
  Mil Bpd




            400

            200

             0
                   1T07             2T07             3T07             4T07             1T08
                               Exportação                         Im portação




• Tendência de redução no saldo comercial em função do aumento do consumo interno, principalmente
  diesel; atraso no crescimento da produção doméstica; maior consumo das termoelétricas; e aumento
  dos estoques, relacionados à parada programada da Replan.
• Déficit financeiro de US$ 775 milhões no 1T08 em função da importação de petróleo leve e diesel de
  maior valor agregado que as exportações de petróleo pesado e óleo combustível.
                                                                                                   5
PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS




                                                                BM-S-42
                             BM-S-52
                             (Corcovado)


                                                                             (Iara)
                               BM-S-50                 BM-S-10
                                                       (Parati)


                                                                   BM-S-11       BM-S-24
                                                                    (Tupi)       (Jupiter)



                                    BM-S-8        BM-S-9     (Guará)
                                  (Bem-te-Vi)    (Carioca)

                                                BM-S-22
                               BM-S-21
                               (Caramba)
                  BM-S-17
                                                                   Em perfuração/teste
                                                                   Poços não-testados
                                                                    Poços testados           66
Tupi TLD - Unidade de Produção


                                     FPSO – Afretado*

                                                                Capacidades

                                                Lâmina d´agua                          2.170 m

                                                Capacidade de
                                                                                    30 mil bpd
                                                Processamento de óleo

                                                Faixa de óleo                     28 – 42 º API

                                                Poços                        1 produtor de óleo

                                                Capacidade do Flare                1000 mil m3

                                                Riser de exportação de gás                   1
          1o   óleo: março/2009



 * Afretado da empresa BW Offshore                                                                7
Tupi piloto - Unidade de Produção



                                                       Capacidades

                                    Lâmina d´agua                                  2.145 m


                                    Capacidade de
                                                                               100 mil bpd
                                    Processamento de óleo
                                    Capacidade de
                                                                            4 milhões m³/d
                                    Compressão de gás

                                    Injeção de água                            100 mil bpd
                                    Produção de água                            60 mil bpd

                                    Faixa de óleo                             20 – 30 º API

                                                        5 produtores de óleo (+4 reservas)
                                    Poços                 2 injetores de água (+3 reservas)
                                                               1 injetor de gás (+1 reserva)

   1º Óleo: dez/2010


                                                                                               8
Sondas para o Pré-Sal




   West Eminence                     West Taurus                      West Orium


  SONDAS       DATA   PROFUNDIDADE    LOCAL DE     DESTINO   GERAÇÃO     DURAÇÃO
                                      CONSTRUÇÃO                         DO
                                                                         CONTRATO
  WEST         2009   Até 3049m       SUNSUNG/     TUPI      SEXTA       6 ANOS
  EMINENCE                            CORÉIA DO
                                      SUL
  WEST         2009   Até 3049m       JURONG/      TUPI      QUINTA      6 ANOS
  TAURUS                              CINGAPURA
  WEST ORIUM   2010   Até 3049m       JURONG/      CARIOCA   QUINTA      6 ANOS
                                      CINGAPURA



                                                                                    9
PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P
                                                                                           1T08

                                                                                           96,90
                                                                                                   US$ 10,77

                                                                                           86,13
    US$/bbl




                                                    1T07

                                                    57,75        US$ 9,96




                                                    47,79
                      Preço médio de venda             Brent (média)


              1T06   2T06       3T06         4T06    1T07         2T07      3T07   4T07   1T08
• Aumento no preço médio de venda / transferência do óleo do E&P em linha com o mercado
internacional;
• Manutenção do diferencial de preço em torno de US$ 10 devido à diferença de qualidade do petróleo
brasileiro (pesado) e do Brent (leve).
                                                                                                         10
LIFTING COST NO BRASIL
                           US$/barril                                                               R$/barril
                                                                        50

 40                                                               120                                                     43,20
                                                                                                                 40,98
                                                                        40                          37,92
                                                         96,9                            35,03
                                                                  100        34,12
                                          88,7
 30
                  68,8         74,9                   24,82       80    30
                                                                                                                 25,76     28,04
       57,8                               23,16                                                      23,26
                               20,13                                         18,92        20,58
 20                17,95                                          60
       16,24                                          16,16             20
                                          14,56
                               12,48                              40
        9,04       10,62
 10
                                                                        10
                                                                  20         15,20                               15,22
                                           8,60        8,66                               14,45      14,66                 15,16
        7,20       7,33         7,65
  0                                                               0
                                                                         0
       1T07        2T07        3T07       4T07        1T08                   1T07         2T07           3T07    4T07       1T08

          Lifting Cost (US$)       Part. Gov. (US$)       Brent                      Lifting Cost (R$)          Par. Gov (R$)




 Aumento do custo de extração, em Dólar, sem participação governamental, devido à apreciação do Real
frente ao Dólar norte-americano, incidente sobre a conversão cambial dos gastos formados originalmente
em moeda nacional.
                                                                                                    11
PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR

                                                                     1T07                                            4T07              1T08
   120                                                               Média                                           Média             Média
                                                                                                                                       104,25
                                                                                                                      96,77            96,90
   100
                                                                                                                                       93,90

    80                                                                   71,50                                        89,08

                                                                                                                      88,69
    60                                                                   68,86
                                                                         57,75
    40

    20
    m ar/06     jun/06            set/06          dez/06            m ar/07        jun/07            set/07               dez/07   m ar/08

                PM R B r asi l ( U S$/ b b l)                                    Pr eço M éd i o B r ent ( U S$/ b b l)

                PM R EU A ( U S$/ b b l c/ vo l . vend . no B r asi l)




• Até o 4T07 a apreciação do câmbio mantinha a proximidade dos preços internos (em Reais) com os
preços internacionais (em dólares);
• A partir do 1T08, devido à menor apreciação do Real e a elevação sustentada do preço do petróleo,
observa-se a abertura de um diferencial entre os preços no Brasil e EUA e contribuiu para o reajuste de
preços do diesel (15%) e da gasolina (10%) em vigor a partir de maio.
                                                                                                                                                12
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (1T08 VS 4T07)

       1.782                Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)                   1.816
                                                              1.090        1.613
                                             1.365                                         240           6.925
                  1.475           685

      5.053




     4T07 LL      Receita         CPV       Desp. Oper.     Desp. Fin.,    Impostos   Part. acion. não   1T08 LL
                                                              Não-                        control.
                                                          Operacionais e
                                                           Part. Invest.
                                                           Relevantes

O resultado líquido consolidado foi afetado:
• Aumento do lucro Bruto: aumento dos preços de vendas;
• Redução das despesas operacionais: menores custos exploratórios e não ocorrência da provisão para
  perdas no exterior ocorrida no 4T07;
• Redução das despesas financeiras líquidas: menor apreciação do real sobre ativos no exterior;
• Aumento dos Impostos: lucro líquido no 1T08 não teve os benefícios fiscais decorrentes do pagamento
  de juros sobre capital próprio ocorrido no trimestre anterior.
                                                                                                   13
Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões - 4T07 Vs. 1T08



        1.782                  Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)          1.816
                       1.682             45                              19             29           14.496
                                                          70
       12.799




  4º Tri-07 Lucro   Efeito Preço    Efeito Volume    Efeito Custo   Efeito Volume   Despesas   1º Tri-08 Lucro
      Operac.        na Receita       na Receita    Médio no CPV        no CPV       Operac.       Operac.


• Melhora no resultado operacional do E&P devido ao aumento da produção (2%) e do o preço de venda
  do petróleo nacional (12%);
• O efeito volume na receita negativo é reflexo do menor número de dias do trimestre (afeta a produção
  total acumulada do trimestre).
                                                                                                                 14
Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões - 4T07 Vs. 1T08



                     4.204           2.458




                                                   5.570


      478
                                                                                                   (903)

                                                                   2.358            85
  4º Tri-07 Lucro Efeito Preço   Efeito Volume
      Operac.      na Receita     na Receita



                                                                                                 1º Tri – 08
                                                  Efeito Custo Efeito Volume    Despesas      Prejuízo Operac.
                                                 Médio no CPV no CPV           Operacionais




• Aperto nas margens de refino devido a elevação das cotações do petróleo;
• Redução sazonal dos volumes vendidos;
• Parcialmente compensados pela elevação do preço médio de venda dos derivados (5% no trimestre) e
  pela realização de estoques formados por menores custos de aquisição no trimestre anterior.
                                                                                                                 15
Internacional – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões – 4T07 Vs. 1T08

      111                 Produção Internacional de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)        108
                                                                                   844         166
      (756)
                    651             1.419




                                                                   1.358




                                                    512




    4º Tri-07    Efeito Preço   Efeito Volume    Efeito Custo   Efeito Volume    Despesas    1º Tri–08
    Prejuízo      na Receita      na Receita       no CPV          no CPV         Operac.     Lucro
    Operac.                                                                                  Operac.




• Resultado impactado principalmente pela redução nas despesas operacionais: menores despesas com
 prospecção e perfuração em razão da menor baixa de poços secos nos EUA e na Colômbia e ausência
 de provisão para Perdas na Recuperação de Ativos (R$ 401 milhões), ocorrida no 4T07.

                                                                                                         16
Gas & Energia – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões - (1T08 VS 4T07)



                                           174             363                                           (502)
           (756)



                            577


                                                                           174


                                                                                           40




        4º Tri – 07     Efeito Preço   Efeito Volume    Efeito Custo   Efeito Volume    Despesas       1º Tri – 08
     Prejuízo Operac.    na Receita      na Receita    Médio no CPV       no CPV       Operacionais Prejuízo Operac.




•   Assinatura de novos contratos de gás natural nacional e melhores preços no mercado de energia elétrica;
•   Aumento nas vendas de gás natural;
•   Maior geração de energia elétrica e início de recebimento da receita fixa do leilão de energia da Termorio;
•   Aumento do CPV devido ao aumento do preço de transferência do gás pelo E&P.
                                                                                                            17
Fluxo de Caixa

                                          R$ milhões
                                                        1T08        4T07         1T07
       Caixa Gerado pelas Ativ. Operacionais             9.771      11.356        7.693
       (-)Caixa utilizado em Ativ. de Investimento     (10.070)    (13.916)      (8.151)
       (=)Fluxo de Caixa Líquido                          (299)      (2560)        (458)
       (-)Caixa utilizado em Ativ. de Financimento      (1.212)      1.415       (6.908)
         Financiamento                                    2.862       1.417       (1.035)
         Dividendo                                       (4.074)           (2)    (5.873)
       (=)Geração de Caixa no Exercício                (1.511)     (1.145)       (7.366)
       Caixa no Início do Exercício                    13.071      14.216        27.829
       Caixa no Final do Exercício                     11.560      13.071        20.463




• Caixa gerado pelas atividades operacionais vem demonstrando-se suficiente para
  financiar grande parte dos investimentos e pagamento dos dividendos.

                                                                                            18
ESTRUTURA DE CAPITAL

                                           Índices de Endividamento da Petrobras

                                                                               R$ milhões                               31/03/2008         31/12/2007
                                                                  21%          Endividamento de Curto
                                                                                       (1)                                    7.639            8.960
                                                                               Prazo
                                        19%         19%
                19%                                                            Endividamento de Longo
                                                                                       (1)                                   35.674           30.781
                          17%                                                  Prazo
16%
                                                                               Endividamento Total                           43.313           39.741

                                                                               Caixa e Aplic. Financeiras                    11.560           13.071

                                                                                                             (2)
                                                                               Endividamento Líquido                         31.753           26.670
dez/06     mar/07        jun/07        set/07       dez/07       mar/08


                             End. Líq./Cap. Líq.




 • Aumento do Endividamento Líquido em função da redução das disponibilidades pelo pagamento de Juros
 sobre o Capital Próprio (R$ 4 bilhões) e do uso do Fluxo de Caixa para investimentos (R$ 10 bilhões).

   (1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 1.608 milhões em 30.03.2008 e R$ 1.433 milhões em 31.12.2007).
   (2) Endividamento Total – Disponibilidades
                                                                                                                                                    19
SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
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                        Relacionamento com Investidores
                    Theodore Helms – 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

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  • 1. Teleconferência / Webcast Almir Guilherme Barbassa Divulgação de Resultados Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 1º trimestre de 2008 13 de Maio de 2008 (Legislação Societária)
  • 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, LGN E GÁS NATURAL • Aumento de 2% na produção de óleo % 2300, 0 Δ=3 impulsionado pelo crescimento da 2.074 2.059 2.120 2100, 0 produção do FPSO Cidade de Vitória 1900, 0 274 277 304 (Golfinho) e das plataformas P-52 e P-54 1700, 0 (Roncador). 1500, 0 mil bpd • Crescimento de 10% na produção de gás 1300, 0 1. 816 1100, 0 1. 782 natural. Aumento da produção de gás 1. 800 não-associado no campo de Peroá 900, 0 (Espírito Santo) e de gás associado nos 700, 0 500, 0 novos sistemas de produção. 300, 0 • Projeção 2008: 1.950(± 2,5%) 1T 0 7 4 T0 7 1T 0 8 Contribuição dos Novos Sistemas de Produção para a produção de óleo e LGN (mil bpd) Unidade 4T 07 1T 08 Variação FPSO-Cidade do Rio de Janeiro 56 59 3 FPSO- Piranema 7 7 - FPSO-Cidade de Vitória 14 28 14 P-52 15 53 38 P-54 7 43 36 2
  • 4. Oferta e venda de Gás Natural 57,94 43,43 Milhões de m3 28,70 7 Milhões m3 de 21,77 Oferta adicional de Gás Nacional 1T07 1T08 Demanda de Gás Natural Oferta de Gás Nacional • Crescimento de 33% demanda de gás natural em relação ao 1T07 devido à ampliação do mercado industrial em substituição ao óleo combustível e maior despacho das térmicas; • Crescimento do mercado sustentado em parte pelo crescimento da oferta de gás nacional (32%) devido ao aumento da produção de gás natural não-associado no campo de Peroá (Espírito Santo) e dos novos sistemas de produção. * Inclui consumo interno nas refinarias e nas térmicas próprias da Petrobras 3
  • 5. REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO Mil barris/dia % 90 90 1. 9 5 0 89 91 90 89 78 78 79 77 78 80 1.8 0 2 1.79 6 1.79 5 1.776 1.776 1. 8 0 0 1.78 1 1.76 8 70 1.70 9 1.70 3 60 1.6 4 6 1. 6 5 0 50 1. 5 0 0 40 1T 0 7 2 T0 7 3 T0 7 4 T0 7 1T 0 8 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 • Redução da carga processada e da produção nacional de derivados em função da parada programada na Replan em março/08; • Redução sazonal do volume de venda de derivados, principalmente diesel. 4
  • 6. IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS 800 670 624 592 569 613 575 572 579 600 536 437 Mil Bpd 400 200 0 1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 Exportação Im portação • Tendência de redução no saldo comercial em função do aumento do consumo interno, principalmente diesel; atraso no crescimento da produção doméstica; maior consumo das termoelétricas; e aumento dos estoques, relacionados à parada programada da Replan. • Déficit financeiro de US$ 775 milhões no 1T08 em função da importação de petróleo leve e diesel de maior valor agregado que as exportações de petróleo pesado e óleo combustível. 5
  • 7. PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS BM-S-42 BM-S-52 (Corcovado) (Iara) BM-S-50 BM-S-10 (Parati) BM-S-11 BM-S-24 (Tupi) (Jupiter) BM-S-8 BM-S-9 (Guará) (Bem-te-Vi) (Carioca) BM-S-22 BM-S-21 (Caramba) BM-S-17 Em perfuração/teste Poços não-testados Poços testados 66
  • 8. Tupi TLD - Unidade de Produção FPSO – Afretado* Capacidades Lâmina d´agua 2.170 m Capacidade de 30 mil bpd Processamento de óleo Faixa de óleo 28 – 42 º API Poços 1 produtor de óleo Capacidade do Flare 1000 mil m3 Riser de exportação de gás 1 1o óleo: março/2009 * Afretado da empresa BW Offshore 7
  • 9. Tupi piloto - Unidade de Produção Capacidades Lâmina d´agua 2.145 m Capacidade de 100 mil bpd Processamento de óleo Capacidade de 4 milhões m³/d Compressão de gás Injeção de água 100 mil bpd Produção de água 60 mil bpd Faixa de óleo 20 – 30 º API 5 produtores de óleo (+4 reservas) Poços 2 injetores de água (+3 reservas) 1 injetor de gás (+1 reserva) 1º Óleo: dez/2010 8
  • 10. Sondas para o Pré-Sal West Eminence West Taurus West Orium SONDAS DATA PROFUNDIDADE LOCAL DE DESTINO GERAÇÃO DURAÇÃO CONSTRUÇÃO DO CONTRATO WEST 2009 Até 3049m SUNSUNG/ TUPI SEXTA 6 ANOS EMINENCE CORÉIA DO SUL WEST 2009 Até 3049m JURONG/ TUPI QUINTA 6 ANOS TAURUS CINGAPURA WEST ORIUM 2010 Até 3049m JURONG/ CARIOCA QUINTA 6 ANOS CINGAPURA 9
  • 11. PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P 1T08 96,90 US$ 10,77 86,13 US$/bbl 1T07 57,75 US$ 9,96 47,79 Preço médio de venda Brent (média) 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 • Aumento no preço médio de venda / transferência do óleo do E&P em linha com o mercado internacional; • Manutenção do diferencial de preço em torno de US$ 10 devido à diferença de qualidade do petróleo brasileiro (pesado) e do Brent (leve). 10
  • 12. LIFTING COST NO BRASIL US$/barril R$/barril 50 40 120 43,20 40,98 40 37,92 96,9 35,03 100 34,12 88,7 30 68,8 74,9 24,82 80 30 25,76 28,04 57,8 23,16 23,26 20,13 18,92 20,58 20 17,95 60 16,24 16,16 20 14,56 12,48 40 9,04 10,62 10 10 20 15,20 15,22 8,60 8,66 14,45 14,66 15,16 7,20 7,33 7,65 0 0 0 1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$) Aumento do custo de extração, em Dólar, sem participação governamental, devido à apreciação do Real frente ao Dólar norte-americano, incidente sobre a conversão cambial dos gastos formados originalmente em moeda nacional. 11
  • 13. PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR 1T07 4T07 1T08 120 Média Média Média 104,25 96,77 96,90 100 93,90 80 71,50 89,08 88,69 60 68,86 57,75 40 20 m ar/06 jun/06 set/06 dez/06 m ar/07 jun/07 set/07 dez/07 m ar/08 PM R B r asi l ( U S$/ b b l) Pr eço M éd i o B r ent ( U S$/ b b l) PM R EU A ( U S$/ b b l c/ vo l . vend . no B r asi l) • Até o 4T07 a apreciação do câmbio mantinha a proximidade dos preços internos (em Reais) com os preços internacionais (em dólares); • A partir do 1T08, devido à menor apreciação do Real e a elevação sustentada do preço do petróleo, observa-se a abertura de um diferencial entre os preços no Brasil e EUA e contribuiu para o reajuste de preços do diesel (15%) e da gasolina (10%) em vigor a partir de maio. 12
  • 14. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (1T08 VS 4T07) 1.782 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.816 1.090 1.613 1.365 240 6.925 1.475 685 5.053 4T07 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin., Impostos Part. acion. não 1T08 LL Não- control. Operacionais e Part. Invest. Relevantes O resultado líquido consolidado foi afetado: • Aumento do lucro Bruto: aumento dos preços de vendas; • Redução das despesas operacionais: menores custos exploratórios e não ocorrência da provisão para perdas no exterior ocorrida no 4T07; • Redução das despesas financeiras líquidas: menor apreciação do real sobre ativos no exterior; • Aumento dos Impostos: lucro líquido no 1T08 não teve os benefícios fiscais decorrentes do pagamento de juros sobre capital próprio ocorrido no trimestre anterior. 13
  • 15. Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões - 4T07 Vs. 1T08 1.782 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.816 1.682 45 19 29 14.496 70 12.799 4º Tri-07 Lucro Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 1º Tri-08 Lucro Operac. na Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operac. Operac. • Melhora no resultado operacional do E&P devido ao aumento da produção (2%) e do o preço de venda do petróleo nacional (12%); • O efeito volume na receita negativo é reflexo do menor número de dias do trimestre (afeta a produção total acumulada do trimestre). 14
  • 16. Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões - 4T07 Vs. 1T08 4.204 2.458 5.570 478 (903) 2.358 85 4º Tri-07 Lucro Efeito Preço Efeito Volume Operac. na Receita na Receita 1º Tri – 08 Efeito Custo Efeito Volume Despesas Prejuízo Operac. Médio no CPV no CPV Operacionais • Aperto nas margens de refino devido a elevação das cotações do petróleo; • Redução sazonal dos volumes vendidos; • Parcialmente compensados pela elevação do preço médio de venda dos derivados (5% no trimestre) e pela realização de estoques formados por menores custos de aquisição no trimestre anterior. 15
  • 17. Internacional – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões – 4T07 Vs. 1T08 111 Produção Internacional de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 108 844 166 (756) 651 1.419 1.358 512 4º Tri-07 Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 1º Tri–08 Prejuízo na Receita na Receita no CPV no CPV Operac. Lucro Operac. Operac. • Resultado impactado principalmente pela redução nas despesas operacionais: menores despesas com prospecção e perfuração em razão da menor baixa de poços secos nos EUA e na Colômbia e ausência de provisão para Perdas na Recuperação de Ativos (R$ 401 milhões), ocorrida no 4T07. 16
  • 18. Gas & Energia – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões - (1T08 VS 4T07) 174 363 (502) (756) 577 174 40 4º Tri – 07 Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 1º Tri – 08 Prejuízo Operac. na Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operacionais Prejuízo Operac. • Assinatura de novos contratos de gás natural nacional e melhores preços no mercado de energia elétrica; • Aumento nas vendas de gás natural; • Maior geração de energia elétrica e início de recebimento da receita fixa do leilão de energia da Termorio; • Aumento do CPV devido ao aumento do preço de transferência do gás pelo E&P. 17
  • 19. Fluxo de Caixa R$ milhões 1T08 4T07 1T07 Caixa Gerado pelas Ativ. Operacionais 9.771 11.356 7.693 (-)Caixa utilizado em Ativ. de Investimento (10.070) (13.916) (8.151) (=)Fluxo de Caixa Líquido (299) (2560) (458) (-)Caixa utilizado em Ativ. de Financimento (1.212) 1.415 (6.908) Financiamento 2.862 1.417 (1.035) Dividendo (4.074) (2) (5.873) (=)Geração de Caixa no Exercício (1.511) (1.145) (7.366) Caixa no Início do Exercício 13.071 14.216 27.829 Caixa no Final do Exercício 11.560 13.071 20.463 • Caixa gerado pelas atividades operacionais vem demonstrando-se suficiente para financiar grande parte dos investimentos e pagamento dos dividendos. 18
  • 20. ESTRUTURA DE CAPITAL Índices de Endividamento da Petrobras R$ milhões 31/03/2008 31/12/2007 21% Endividamento de Curto (1) 7.639 8.960 Prazo 19% 19% 19% Endividamento de Longo (1) 35.674 30.781 17% Prazo 16% Endividamento Total 43.313 39.741 Caixa e Aplic. Financeiras 11.560 13.071 (2) Endividamento Líquido 31.753 26.670 dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 End. Líq./Cap. Líq. • Aumento do Endividamento Líquido em função da redução das disponibilidades pelo pagamento de Juros sobre o Capital Próprio (R$ 4 bilhões) e do uso do Fluxo de Caixa para investimentos (R$ 10 bilhões). (1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 1.608 milhões em 30.03.2008 e R$ 1.433 milhões em 31.12.2007). (2) Endividamento Total – Disponibilidades 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 Relacionamento com Investidores Theodore Helms – 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