1) A Petrobras realizou uma teleconferência para divulgar seus resultados do primeiro trimestre de 2009, apresentando aumento de 3% na produção nacional de petróleo e queda de 6% no gás natural. 2) Novas plataformas como a P-53 em Marlim Leste e a P-51 em Marlim Sul contribuíram para o crescimento da produção, enquanto a redução na demanda doméstica impactou a produção de gás. 3) O lucro operacional caiu significativamente no primeiro trimestre, refletindo a

1. Teleconferência / Webcast
DIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS
1o trimestre de 2009
(Legislação Societária)
ALMIR GUILHERME BARBASSA
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
13 de maio de 2009
1

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.
2
2

3. PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL – 1T09 VS 4T08
Produção Nacional Média de Óleo e Gás
7%
2.195 2.261
2.120
330 309
304
Mil bpd
1.816 1.865 1.952
Recorde de produção diária de petróleo no Brasil 1T08 4T08 1T09
alcançado em 04/05/2009 2.059.063 barris Petróleo e LGN Gás Natural
• O aumento da produção em 3% foi devido a:
• aumento na produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador) ;
• entrada em operação da P-51, em Marlim Sul, da P-53, em Marlim Leste e da FPSO Cidade de
Niterói, em Marlim Leste;
• Em função da redução de demanda no mercado doméstico, a produção de gás natural reduziu 6%.
Há uma capacidade instalada de produção de 87 mil boed de gás natural adicionais, caso haja
demanda.
3
3

4. STATUS DAS UNIDADES MAIS RECENTES
P-53 P-51 FPSO Cidade de Niterói
CAPACIDADE DATA MÉDIA 1T09 Nº DE POÇOS Nº DE POÇOS
PLATAFORMA/CAMPO PRIMEIRO
(mil bpd) (mil bpd) INTERLIGADOS PREVISTOS
ÓLEO
13 produtores e 8
P-53 / Marlim Leste 180 30/11/2008 53 6 produtores
injetores
2 produtores e 2 10 produtores e 9
P-51 / Marlim Sul 180 24/01/2009 34
injetores injetores
FPSO Cidade de 2 produtores 9 produtores (óleo)
Niterói / /Marlim 100 26/02/2009 12
1º poço = 33 kbpd e 1 produtor (gás)
Leste
Total 460 - 99 - -
4

5. GRANDES PROJETOS A ENTRAR EM OPERAÇÃO EM 2009
FRADE PARQUE DAS CONCHAS
MANATI
expansão
FPSO Espírito Santo
FPSO Frade
DATA DA ENTRADA EM PARTICIPAÇÃO DA
CAMPO CAPACIDADE
OPERAÇÃO PETROBRAS
Frade¹ 100 mil bpd 2T09 30%
Parque das Conchas² 100 mil bpd 3T09 35%
¹ Operado pela Chevron
² Operado pela Shell 5

6. DESAFIOS E OBJETIVOS: DESENVOLVIMENTO DE TUPI
FPSO BW Cidade
de São Vicente
PERFURAR ETAPA 3
POÇO P1 POÇO 3-RJS-646
LDA: 2.200m 3 MESES
RELOCAÇÃO DA
LINHA
ETAPA 2 ETAPA 1
POÇO P1 POÇO 3-RJS-646
6 MESES 6 MESES
Desafios:
•Revestimento de poço especial e risers
Teste de Longa Duração flexíveis para suportar fluidos agressivos e
alta pressão;
Capacidade: 30.000 bpd
•Recuperação suplementar com injeção
Duração: 15 meses alternada de água e gás;*
API: 28-30o •Reinjeção do CO2 associado aos fluidos
produzidos no reservatório;*
Principais Informações a serem coletadas: •Árvores de natal molhadas em profundidades
•comportamento dos reservatórios em produção de longo nunca antes utilizadas no Brasil;*
prazo; •Aquisição sísmica de alta resolução em
• movimentação ou drenagem de fluídos durante a algumas áreas para identificar reservatórios;
produção; •Completação de poços em ambiente com
alta pressão.
• escoamento submarino;
(*) previstos para o Projeto Piloto em 2010
• geometria dos poços definitivos (verticais, horizontais
e/ou desviados). 6
6

7. PRINCIPAIS DESCOBERTAS NA REGIÃO DO PÓS-SAL *
Data Bloco/Campo Participação Fluidos Lâmina
d`água (m)
Maio-09 BM-S-48 BR(35%), Repsol(40%), Gás e Condensado 161
Panoramix Vale(12,5%), Voodside(12,5%)
Nov-2008 BM-J-3 BR (60%), STATOIL (40%) Óleo 2.354
Jequitinhonha
Set-2008 BM-S-40/Sidon BR (100%) Óleo leve 274
Julho-2008 Golfinho BR (100%) Óleo leve 1.374
Maio-2008 BM-S-40/Tiro BR (100%) Óleo leve 235
Dez-2007 BM-ES-5 BR (65%), EL PASO (35%) Gás e Condensado 708
Camarupim
Maio-2007 BM-ES-5 BR (65%), EL PASO (35%) Gás e Condensado 763
Camarupim
Mar-2007 BC-60/Caxaréu BR (100%) Óleo leve 1.011
* 2007 a 2009 7

8. PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P (US$ por barril)
121,37
114,78
96,9 105,46
88,69
100,58 Média 4T08
74,87
68,76 86,13
57,75 76,75 54,91 Média 1T09
64,42 47,95
57,04
44,40
47,79
32,23
Preço médio de venda Brent (média)
1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09
• O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido e a cotação média do Brent
aumentou de US$ 6,96/bbl no 4T-2008, para US$ 12,17 no 1T-2009.
8

9. LIFTING COST NO BRASIL
US$/barril R$/barril
80 140 80
121,37
70 114,78
120 70 54,40
96,90 51,14
60 100
60
43,20
41,48
50 50
80
40 54,91 40 34,24
31,08 30,27 44,40 60 34,80 36,79
30 24,82 30 28,04 22,39
16,33
20 21,20 20,06 18,11 40 20
16,16 14,69
9,87 6,87 20
10 10
15,16 16,34 17,61 19,09 17,91
8,66 9,88 10,21 8,24 7,82
0 0 0
1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09
Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)
• O Custo de Extração com Participações Governamentais, em Reais e Dólar, vem apresentando
queda desde o 3T08, acompanhando a trajetória do preço de petróleo;
• 3 novas unidades recentemente instaladas (que produzem 25% da capacidade) contribuíram para
que custo fosse mais elevado, além da redução de 6% na produção de gás natural.
9

10. PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR
US$/bbl R$/bbl
1T08 4T08 1T09 1T08 4T08 1T09
160
140 250
77,40 176,48
120
200 181,83
104,79 163,59
100
150 163,07 161,89
80 93,90
71,64
60 70,53 123,72
100
40 53,48
50
20
0 0
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09
PMR EUA PMR Petrobras PMR EUA PMR Petrobras
• O preço médio de realização dos derivados em reais apresentou leve queda no período refletindo a
cotação dos preços internacionais;
• Preços no mercado internacional seguem voláteis:
• O Brent já acumula alta de 15% nos últimos 10 dias;
• A Gasolina USGC já acumula alta de 17% nos últimos 10 dias.
10
10

11. IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E-DERIVADOS E GÁS NATURAL
VOLUME DE VENDAS NO MERCADO DOMÉSTICO DERIVADOS
Gás Natural Derivados
1.703
166
1.609
128 Outros*
98 97
75 76 Óleo Combustível
167
Mil barris/dia
152 QAV
198 195 Nafta
GLP
Mil boed
297 303 Gasolina
Diesel
302
215 702 658
1T08 1T09 1T08 1T09
 O redução de 6% do volume de vendas do diesel devido a:
 Redução de vendas para térmicas;
 Aumento do percentual do biodiesel de 2% para 3%;
 Retração da produção industrial.
 Aumento de 2% na venda de gasolina, devido ao crescimento expressivo da frota de veículos.
 Queda de 29% do volume de vendas de gás natural, devido a:
 Redução do consumo do mercado não-térmico (desaceleração econômica/troca por OC);
 Retração da demanda térmica (maiores níveis dos reservatórios do Sudeste).
* Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados. Maiores reduções no
11
comparativo 1T09 vs 1T08 foram em lubrificantes e outros gases e derivados.

12. IMPORTAÇÃO E E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO DERIVADOS
IMPORTAÇÃO EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E E DERIVADOS
Déficit Financeiro 1TRIMESTRE 2008 Déficit Financeiro 1TRIMESTRE 2009
US$ 775 Milhões US$ 150 Milhões
666
573 580 566
215
Mil barris/dia
140
228
259
451 426
352 100
314
(7)
Exportação Importação Importação Líquida Exportação Importação Exportação Líquida
 Exportações líquidas positivas impulsionadas pelo aumento da produção nacional;
 Déficit financeiro resultante do spread leve x pesado entre os produtos exportados (pesados)
e importados (leves);
 Investimentos em refino para maximizar o processamento de óleo nacional e capturar esta
margem.
12

13. EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08
3.257 10.220
11.801
4.703 (9.541)
4T08 Despesas 1T09
Receita CPV Operacionais Lucro Operacional
Lucro Operacional
• Menor Receita Operacional Líquida em função do menor volume de vendas e do menor preço;
• Menor Custo do Produto Vendido reflete menores custos com importação de óleos e derivados e
queda da participação governamental;
• Redução das despesas operacionais em função da não-ocorrência de provisões para perda no valor
recuperável de ativos e de ajustes no valor dos estoques ocorridas no 4T08;
• Redução de itens recorrentes nas despesas de vendas (redução de fretes) e gerais e administrativas
(redução nos gastos com consultorias e processamento de dados).
13

14. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08
5.517 (3.254)
735 (1.081)
(2.290)
6.189
5.816
Lucro Resultado Part. Invest. Part. Acion.
4T08LL Impostos 1T09LL
Operacional Financeiro Relevantes Não Control.
• Piora do resultado financeiro devido à perda cambial no 1T09 (- R$ 298) em comparação com o
ganho do 4T08 (+ R$ 2.258); e ausência de ganho com hedge ocorrido no 4T08 (R$ 620);
• Part. Invest. Relevantes impactada pela provisão para a aquisição de Pasadena (R$ 341);
•Maior imposto de renda em função da ausência de benefício fiscal pelo provisionamento de JCP
ocorrido no 4T08 e maior lucro;
• Aumento das participações de acionistas não controladores devido ao resultado negativo das
SPEs no 4T08, decorrente do efeito cambial em suas dívidas.
14

15. EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL
(R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08)
7.818 5.839
591 3.693
889
1.675 1.909
4º Tri - 2008 Efeito Preço Efeito Volume na Efeito Custo Efeito Volume no Despesas 1º Tri – 2009
Lucro Operac. na Receita Receita médio no CPV CPV Operacionais Lucro Operac.
• Queda do preço do petróleo nacional (US$ 47 no 4T08 para US$ 32 no 1T09);
• Redução dos volumes vendidos devido a formação de estoques;
• Redução do lifting cost e participações governamentais contribuíram para a diminuição do CPV;
• Redução das despesas operacionais devido à provisão para perda estimada na recuperação de
ativos ocorrida no 4T08.
15
15

16. ABASTECIMENTO - EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL
(R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08)
2.555 511 7.115
11.925
(1.397) 3.827
2.652
4º Tri - 2008 Efeito Preço Efeito Volume na Efeito Custo Efeito Volume Despesas 1º Tri - 2009
Prejuízo Operac. na Receita Receita médio no CPV no CPV Operacionais Lucro Operac
• Manutenção da política de preços manteve o PMR relativamente estável em um ambiente de
redução dos preços internacionais;
• Menores custos de retenção de estoques e menores custos de aquisição do óleo explicam forte
redução do CPV do Abastecimento;
• O efeito líquido da redução de vendas tem impacto mínimo sobre o resultado.
16
16

17. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (1T09 VS 4T08)
1T09 4T08
Gás & energia
Resultado Operacional: (R$ 99 milhões) VS.
(R$ 235 milhões)
• Melhora no resultado operacional devido a redução dos custo de
aquisição de energia e de importação de gás natural;
• Parcialmente compensados pela redução nos volumes vendidos.
1T09 4T08
Resultado Operacional: R$ 25 milhões VS.
Internacional
(R$ 2.243 milhões)
• Produção crescente na Nigéria (Agbami e Akpo);
• Redução de custos exploratórios;
• Ausência de provisão para perda com recuperação de ativos e menor
provisão para desvalorização de estoques em relação ao 4T08.
1T09 4T08
Resultado Operacional: R$ 386 milhões VS.
R$ 379 milhões
Distribuição
• Menores margens de comercialização em função dos menores
preços de realização dos derivados;
• Atenuado pela redução das despesas com vendas, gerais e
administrativas;
•Aumento da participação no mercado de distribuição.
17
17

18. INVESTIMENTOS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
Investimento no 1T09 – R$ 14,4 bilhões Investimento no 1T08 – R$ 10,2 bilhões
1% 3% 2% E&P 1% 2% 3%
7% 0,4
0,1 0,4 Abastecimento 13% 0,1 0,3
1,0 Gás e Energia 0,2
1,3
Internacional
15% 2,2
Distribuição
51% 12% 1,2 5,1 50%
7,3 Corporativo
3,0 Outros
2,0
21% 20%
EBITDA (R$ milhões)
13.423 14.183 • Manutenção da
forte geração de
caixa possibilita
o incremento dos
investimentos da
Companhia
1T09 1T08
18

19. ESTRUTURA DE CAPITAL
R$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008*
26% 26% Endividamento de Curto
15.609 13.859
Prazo ¹
Endividamento de Longo
21% 54.698 50.854
19% Prazo
19%
18% 21% Endividamento Total 70.307 64.713
19%
17% Disponibilidades 19.532 15.889
²
Endividamento Líquido 50.775 48.824
Estrutura de Capital 49% 50%
US$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008*
31/3/2007 30/9/2007 31/3/2008 30/9/2008 31/03/2009*
Endividamento Total 30.368 27.691
End. Líq./Cap. Líq.
• Aumento do volume de captações no 1T08 para financiar o programa de investimentos.
• Captação no mercado internacional (Bonds) de US$ 1,5 bilhões em fevereiro de 2009.
• Aumento do endividamento ocorreu com a manutenção da robustez dos índices de endividamento e liquidez da
Companhia .
¹ O montante de dívida de curto prazo é conseqüência da maturação do endividamento de longo prazo. A estratégia de endividamento da companhia é buscar
financiamentos condizentes com o prazo de retorno de seus projetos.
*Após ajustes da Lei 11.638/07
² Endividamento Total - Disponibilidades 19

20. SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
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