[1] A Petrobras apresentou resultados financeiros do 2o trimestre de 2009, com lucro líquido de R$7,7 bilhões, um aumento de 33% em relação ao trimestre anterior. [2] O lucro operacional cresceu 27% no período, impulsionado pela alta nos preços internacionais do petróleo. [3] Tanto a exploração e produção quanto o refino tiveram melhor desempenho, com aumento da produção e queda nos custos.

1. Teleconferência / Webcast
DIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
2o trimestre de 2009 18 de Agosto de 2009
(Legislação Societária)
Reservatório do Pré‐sal

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

3. EXPRESSIVO CRESCIMENTO DE PRODUÇÃO
Produção Doméstica Média de Óleo e Gás
1S08 VS 1S09 1T09 VS 2T09
+6 % 2.272 +1 % 2.283
2.147 2.261
314 309 319
312
Mil bpd
Mil bpd
1.835 1.958 1.952 1.964
1S08 1S09 1T09 2T09
Petróleo e LGN Gás Natural Petróleo e LGN Gás Natural
• A variação de + 6% na produção devido a:
• aumento na produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador);
• entrada em operação da P-51 (Marlim Sul), P-53 (Marlim Leste) e FPSO Cidade de
Niterói;
• Manutenção da meta de 2.050 mil bpd com desvio de 2,5% para cima ou para baixo;
• A produção de gás natural foi restringida em função da menor demanda.
3

4. INTENSIFICAÇÃO DOS TRABALHOS NO PRÉ-SAL DE SANTOS
• 3 novos poços e m perfuração –
IRACEM A e TUPI NORDESTE no
BMS-11 e ABARÉ no BMS-9;
• 2 Testes de Formação – IAR A E
GUARÁ;
• 2 novas sondas para o cluster
ainda esse ano;
• 6 novas sondas e m 2010;
• Contratação dos Pilotos para
2013-14 e dos cascos dos 8 FPSOs
definitivos até o final do ano.
Poços perfurados
Em perfuração
Teste de formação
Teste de Longa Duração
4

5. RECUPERAÇÃO DOS PREÇOS DE PETRÓLEO
(US$ por barril)
121,37
114,78
96,9
88,69 105,46
74,87 Média 2T09
68,76 86,13 100,58
76,75 Média 1T09 58,79
54,91
64,42 48,68
44,40
57,04
47,95
32,23
2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09
Preço médio de venda Brent (média)
• Aumento no preço médio do Brent be m como a redução do spread leve-pesado contribuíram
positivame nte para melhoria das margens e da receita do segmento de E&P.
5

6. EFICIÊNCIA NO GERENCIAMENTO DE CUSTOS
R$/barril US$/barril
121,37
114,78
51,14 54,40
41,48 54,91 58,79
38,86
36,79 34,24 44,40
34,80 22,39
16,33 21,28 31,08 30,27
18,11 14,69 19,50
17,61 19,09 17,91 17,58 21,20 20,06
16,34 9,87 6,87 10,78
9,88 10,21 8,24 7,82 8,72
2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09
Lifting Cost Part. Gov. Lifting Cost Part. Gov. Brent
A elevação do preço internacional do óleo associado à apreciação do Real causaram pequeno aumento do
Lifting Cost unitário, e m dólares. Em Reais, manteve-se estável e m relação ao trime stre anterior.
6

7. BEM-SUCEDIDA POLÍTICA DE PREÇOS DE LONGO PRAZO
2T08 1T09 2T09 2T08 1T09 2T09
US$/bbl R$/bbl
219,26
160 132,49 250
178,03
140 107,46
120
200
163,59 160,79
77,34 135,56
100 70,53 65,79 150 122,82
80 53,09
60 100
40
50
20
0 0
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 ju n/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09
PMR EUA PMR Petrobras PMR EUA PMR Petrobras
Política de preços mostrou-se adequada no longo prazo;
Recuperação do preço do petróleo e m conjunto com a redução do preço diesel e da gasolina, e m junho/09,
fizeram com que as curvas de preço internacional e domé stica se reaproximasse m;
Mercado interno beneficiado por preço estável no longo prazo.
7

8. OTIMIZAÇÃO DO PARQUE DE REFINO
Carga Fresca Processada Produção de Derivados
1.783 1.753 -2,0%
1.811 1.775
385 363 141 147 Diesel Gasolina GLP
70 73 Nafta QAV OC
288 237 Outros*
Mil barris/dia
144 137
Mil barris/dia
146 136
1.398 1.390 346 333
4,9%
710 40%
37% 677
1S/2008 1S/2009
Carga Fresca Processada de Petróleo Importado 1S/2008 1S/2009
Carga Fresca Processada de Petróleo Nacional
• Contínuo aprimorame nto do parque de refino melhorando as margens e a balança comercial;
• Aumento da participação do die sel na produção total, resultado do Programa de Maximização de Die sel.
No se me stre a produção nacional de diesel superou a de manda do mercado.
* Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados. 8

9. EXPANSÃO DO VOLUME DE VENDAS NO MERCADO DOMÉSTICO
IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
Gás Natural Derivados
1.765 1.763
1.609
170 218 Outros*
95 128 89
Mil barris/dia
75 97 76 Óleo Combustível
152 76 165 QAV
152
Mil boed
217 212 Nafta
195 GLP
302 288 Gasolina
303
315 Diesel
215 235
754 658 715
2T08 1T09 2T09 2T08 1T09 2T09
Crescime nto do volume de vendas de diesel acompanhou a recuperação do PIB e a sazonalidade deste
trimestre ;
Pequena redução na venda de gasolina devido ao aumento da de manda por álcool;
Substituição de óleo combustível por gás natural, que apresentou menores preços e maior volume
ofertado.
* Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados. 9

10. MELHORA EXPRESSIVA NA BALANÇA COMERCIAL
1S08 (mil barris/dia) 1S09 (mil barris/dia)
621 708
594
226 524
252 198
131
482 184
369 396 393
27
Exportação Importação Exportação Exportação Importação Exportação
Líquid a Líquid a
Volume Financeiro (US$ Milhões)
- US$ 567 + US$ 1.302
• Exportação líquida e superávit
12.067 11.500 financeiro resultantes do aumento da
6.208 produção, aprimoramentos no parque
4.906 de refino e redução da demanda
interna.
1S08 1S09
Im por taçõe s Exportaçõe s
10

11. SÓLIDO DESEMPENHO OPERACIONAL NO TRIMESTRE
EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 2T09)
500 13.896
1.166
2.010
10.220
1º Tri - 2009 Receita Despesas 2º Tri - 2009
CPV Operacionais Lucro Operacional
Lucro Operacional Operacional Líq.
• Maior Receita Operacional Líquida e m função do maior volume de vendas e da elevação dos preços das
commodities no mercado internacional;
• Menor Custo do Produto Vendido devido a realização de estoques formados a preços mais baixos no
trimestre anterior e me nores volumes de importação;
• Redução das Despesas Operacionais e m função dos menores gastos com baixa de poços secos, reduções
dos preços de fretes e das despesas gerais e administrativas e não incidência de impairments.
12

12. CRESCIMENTO DO LUCRO LÍQUIDO
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO (R$ MILHÕES - 1T09 VS 2T09)
3.676 (1.612) 645 (1.535)
744
7.734
5.816
1º Tri – 2009 Lucro Resultado Part. Invest. Part. Acion. 2º Tri – 2009
Impostos
Lucro Líq. Operacional Financeiro Relevantes Não Control. Lucro Líq.
• Maior Despesa Financeira devido à variação cambial sobre utilização de recursos no exterior via
Controladas e hedge comercial;
• Redução do IR/CSSL devido ao benefício fiscal decorrente do provisionamento de JCP no 2T09;
• Efeito negativo na Participação dos Acionistas não Controladores decorrente dos resultados das
SPEs, em razão do efeito cambial sobre suas dívidas.
13

13. EXPRESSIVO AUMENTO DO LUCRO OPERACIONAL DO E&P
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO- EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 2T09)
714 (400)
(451) 451 8.246
4.239
3.693
1º Tri - 2009 Efeito Preço Efeito Volume na Efeito Custo Efeito Volume no Despesas 2º Tri – 2009
Lucro Operac. na Receita Receita médio no CPV CPV Operacionais Lucro Operac.
• Elevação do lucro operacional em mais de 100% foi explicada, principalmente, pela elevação dos
preços de realização do óleo;
• Maior produção e elevação do preço do óleo no mercado internacional aumentaram os custos de
extração com participação governamental e explicam elevação do CPV.
14

14. CONTÍNUA RECUPERAÇÃO DO RESULTADO OPERACIONAL DO
ABASTECIMENTO
ABASTECIMENTO- EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 2T09)
866 (404) (607)
894 50 7.914
7.115
1º Tri - 2009 Efeito Preço Efeito Volume na Efeito Custo Efeito Volume Despesas 2º Tri - 2009
Lucro Operac. na Receita Receita médio no CPV no CPV Operacionais Lucro Operac
• Aumento da demanda doméstica acompanhada por estabilidade do PMR, em Reais, propiciou
efeito positivo na receita;
• Realização de estoques formados a preços mais baixos no trimestre anterior impactou positivamente
o CPV.
15

15. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (1T09 VS 2T09)
1T09 2T09
VS.
Gás & Energia
Resultado Operacional: (R$ 99 milhões) R$ 576 milhões
• Ampliação da oferta de gás natural;
• Eliminação de penalidades contratuais relativas ao suprimento
de gás natural.
1T09 2T09
Resultado Operacional: VS.
Internacional
R$ 25 milhões R$ 224 milhões
• Elevação do preço do petróleo;
• Aumento da produção de óleo na Nigéria (Akpo iniciou produção
em março) e de gás na Bolívia em função da maior demanda das
térmicas.
1T09 VS. 2T09
Resultado Operacional: R$ 386 milhões R$ 466 milhões
Distribuição
• Redução dos custos resultando em aumento de 9% nas
margens de comercialização;
• Aumento de 5% no volume vendido pela maior demanda.
16

16. EFETIVA IMPLANTAÇÃO DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
Investimento no 1S08 – R$ 20,9 bilhões Investimento no 1S09 – R$ 32,5 bilhões
12% 3% 8%
2%
2%
0,5 1% 1,1 2,6
0,4
0,7
2% 2,5 0,4 0,8
0,1 0,2
1% 0,4
1,0
0,2
13%
47%
4,2 4 5%
9,7 14,8
2,8 1,5
13% 7,1
2,7
1,1 8%
2,8d
3,7 6,4
4%
18% 20%
E&P Corporativo
EBITDA em R$ milhões
Abastecimento SPE
Gás e Energia Emp. em Negociação
32.814 30.936 Internacional
Distribuição
• Estabilidade na geração de caixa
possibilita o incremento dos
investimentos da Companhia
1S08 1S09
17

17. AMPLO ACESSO A FONTES DE FINANCIAMENTO
Bancos de Desenvolvimento/Agências de Fomento à Exportação (1)
Data Banco Credor Valor Prazo
29 de Abril US EximBank US$ 2 bilhões 5 - 10 anos
19 de Maio China Development Bank US$ 10 bilhões 10 anos
30 de Julho BNDES US$ 13,3 bilhões (2) 19 anos e 8 meses
(1) Valores ainda não desembolsados até 31/07/09
(2) R$ 25 bilhões convertidos pela taxa de câmbio em 30/07/09
Mercado de Capitais
Empréstimo US$ 6,5 bilhões, adquiridos no 1 º semestre, para serem trocados por emissões de títulos ,
Ponte com prazo de até 2 anos
Rendimento ao
Data de Conclusão Tipo de Título Valor Vencimento
Emissão Investidor
de 11 de Fevereiro Global Notes US$ 1,5 bilhões 8,125% 15 de março de 2019
Títulos
09 de Julho Global Notes US$ 1,25 bilhões 6,875% 15 de março de 2019
18

18. MANUTENÇÃO DA ROBUSTEZ FINANCEIRA
R$ milhões 30/6/2009 31/3/2009
Endividamento de Curto
28% 13.086 15.609
26% 26% Prazo
Endividamento de Longo
21% 55.782 54.698
21% Prazo
19% 19%
17% 18%
Endividamento Total 68.868 70.307
Disponibilidades 10.072 19.532
Endividamento Líquido 58.796 50.775
Estrutura de Capital 49% 49%
30/6/2007 31/12/2007 30/6/2008 31/12/2008 30/6/2009
US$ milhões 30/6/2009 31/3/2009
End. Líq./Cap. Líq.
Endividamento Total 35.288 30.368
• Alavancagem financeira dentro da meta estabelecida no PN e suportando o aumento dos
investimentos ocorridos no trimestre;
• Redução das disponibilidades dado o elevado volume de investimentos no trimestre (R$18.329
milhões) e pagamento de juros sobre capital próprio no valor de R$ 6.398 milhões.
19

19. 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