1) A Petrobras apresentou seus resultados financeiros do primeiro trimestre de 2008, com destaque para o aumento de 2% na produção de petróleo e 10% em gás natural. 2) As vendas de derivados de petróleo reduziram devido à parada programada de manutenção em refinarias, enquanto as importações aumentaram para suprir a demanda. 3) Os preços internos do petróleo e derivados aumentaram em linha com os preços internacionais, porém com um diferencial devido às qualidades do petróleo brasileiro.

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.
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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.
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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
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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