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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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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.
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
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
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
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
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
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
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
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
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Visão Geral 2017 fevereiro
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Petrobras General Overview
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Petrobras at a Glance
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Visão Geral Petrobras
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Strategic Plan and 2017-2021 Business & Management Plan
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Plano Estratégico e Plano de Negócios e Gestão 2017-2021
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Plano de Negócios e Gestão 2015 – 2019
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Webcast 1T16
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Webcast 1Q16
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Webcast 4Q15
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Webcast 4Q15
 

Webcast 1T09

  • 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 Visite nosso website: www.petrobras.com.br/ri Para mais informações favor contatar: Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS Relacionamento com Investidores 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