O documento apresenta os resultados da Petrobras no 3o trimestre de 2008. Houve aumento de 2% na produção de petróleo impulsionada pelas plataformas P-52 e P-54 em Roncador. Novas unidades como P-51, P-53 e FPSO Cidade de Niterói entrarão em operação até janeiro de 2009. O preço médio de realização caiu no trimestre devido à queda do preço internacional do petróleo e desvalorização do Real.

1. Teleconferência / Webcast
Divulgação de Resultados
3º trimestre de 2008
(Legislação Societária)
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
12 de Novembro de 2008
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

3. PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL - 3T08 VS 2T08
Produção Nacional Média de Óleo e Gás
• Aumento de 2% na produção de óleo no
trimestre impulsionado pelo crescimento 7% 2.213
2.068 2.175
da produção das plataformas P-52 e P-54 2%
(Roncador); 321 330
271
1.898
1.887
1.885
1.854 1.883
Mil bpd
1.797
Julho Agosto Setembro 3T07 2T08 3T08
Petróleo e LGN Gás Natural
Plataforma Produção Produção Produção Atual
2º tri/08 3º tri/08 (30/10/08)
P-52 107,9 149,1 155,7
mil bpd
P-54 62,2 95,2 105,2
3

4. STATUS DAS NOVAS UNIDADES
P-53 FPSO Cidade de Niterói
P-51
PLATAFORMA CAPACIDADE CAMPO STATUS PRÓXIMOS PRIMEIRO
PASSOS ÓLEO
P-51 180 mil bpd Marlim Sul Saída do estaleiro Deslocamento JAN/09
6,0 milhões m3/d nos próximos para a locação
dias
P-53 180 mil bpd Marlim Leste Na locação, em Conexão dos NOV/08
6,0 milhões m3/d ancoragem poços
FPSO Cidade de 100 mil bpd Marlim Leste Em viagem para o Chegada a JAN/09
Niterói 3,5 milhões m3/d Brasil locação e início
da ancoragem
4

5. ESTÁGIO ATUAL PRÉ-SAL BACIA DE SANTOS
Informações Atualizadas:
•Programa Exploratório Poços Perfurados
Mínimo concluído;
• Cumprimento do
Cronograma para as
etapas do Teste de Longa
duração e do Projeto Piloto
de Tupi;
• Localização dos novos BM-S-52
BM-S-42
Testes de Longa Duração (Corcovado)
e Projetos Pilotos ainda em BM-S-
50
(Yara)
BM-S-10
avaliação. (Parati)
BM-S-11
(Tupi) BM-S-24
(Jupiter)
BM-S-8
(Bem-te-Vi) BM-S-9 (Guará)
(Carioca)
BM-S-21 BM-S-22
(Caramba)
BM-S-17
5

6. LIFTING COST NO BRASIL
R$/barril
US$/barril
80 140 80
121 115
70 120 70
60 96,9 100
60
88,7
50
68,8 74,9 50
80
40 40
60 34,80
36,79
30 30 28,04
23,26 25,76
40 20,58
20 21,20 20,06 20
14,56 16,16
10,62 12,48 20
10 10
9,88 10,21 14,45 14,66 15,22 15,16 16,34 17,61
7,33 7,65 8,60 8,66
0 0 0
2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08
2T 07 3T07 4T 07 1T 08 2T08 3T 08
Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent
Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)
Aumento do custo de extração sem participação governamental:
• Maiores gastos com intervenções e manutenções;
• Maiores despesas com pessoal.
Aumento da participação governamental:
• Novos patamares de alíquotas de Participação Especial dos campos de Roncador, em função do
aumento da produção dos novos sistemas;
• Aumento do preço do petróleo de referência de R$ 160,59 no 2T08 para R$ 162,30 no 3T08.
6

7. EXPORTAÇÃO E IMPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
Exportação Importação
Mil Bpd Mil Bpd
670 670 657
693
575 572 613 608
536 579
278 245 200
270
253 201 167
258 136 228
425 457
392 441 423
322 314 412 400 351
3T07 4T07 1T08 2T08 3T08
3T07 4T07 1T08 2T08 3T08
Petróleo Derivados
Petróleo Derivados
• Aumento da importação de diesel para atender ao crescimento da demanda e formar estoques para as paradas
programadas e para o período de maior demanda sazonal;
• Redução das exportações de gasolina, pelo crescimento da demanda interna em função do ganho de
competitividade em relação ao etanol;
• Aumento da importação de petróleo leve para otimizar a produção de diesel.
7

8. PERFORMANCE DO REFINO
Mil bpd %
95 93
91 90
89 89
90
1.950 78 79 77
78 78 80
76
1.846 1.821
1.806 1.790 70
1.796 1.795 1.776
1.800 1.768 1.776 1.764
1.709 1.703 60
50
1.650
40
1.500 30
2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08
Produção Nacional de Derivados Volume de Vendas de Derivados
Utilização Capacidade Nominal - Brasil (%) Participação óleo nacional na Carga Processada (%)
• A confiabilidade operacional das refinarias manteve a produção de derivados em níveis elevados,;
• Aumento das vendas no trimestre (1,5%) em função da sazonalidade do 3T e do crescimento econômico;
• Destaque para o crescimento das vendas de diesel (5% - atendido pelo aumento das importações), gasolina (7%) e
óleo combustível (8%).
8

9. EVOLUÇÃO DA TAXA DE CÂMBIO R$/US$ E DO BRENT DESDE 2003
Evolução da Taxa de câmbio R$/US$ e Evolução da Taxa de câmbio e
do Brent desde 2003 do Brent (2T08 vs 3T08 e out08)
4,00 Evolução da taxa de câmbio e do Brent (2003 a out2008) 160 Evolução da Taxa de câmbio e do Brent (2T08 vs 3T08 e out08)
2,50 170
3,50 Taxa de Câmbio R$/US$ Brent (US$/barril) 140
2T08 3T08 OUT08
2,40
150
2,30
3,00 120
Taxa de câmbio (R$/US$)
2,20
130
Taxa de câm b io (R $/U S $)
2,50 100
B rent (U S $/barril)
2,10
Brent (US$/barril)
2,00 110
2,00 80
1,90
1,50 60 90
1,80
1,70
1,00 40 70
1,60
0,50 20
1,50 50
/4 0 8
1 3 / 20 8
2 9 /2 0 8
/5 0 8
6/ 8
/6 0 8
7/ 8
2 8 /2 0 8
/7 0 8
1 3 / 20 8
/8 0 8
/8 0 8
9/ 8
2 / /2 0 8
10 0 8
2 0 0 /2 8
4 8
/4 0 8
/5 0 8
/6 0 8
/7 0 8
/8 0 8
/9 0 8
2 8 0 /2 8
0/ 8
08
9 / 20 0
5 / 2 00
/5 0
6 / 2 00
2 / 2 00
/7 0
5 / 2 00
8 / 2 00
/9 0
/1 00
/1 0 0
/1 0 0
2 5 /2 0
2 1 /2 0
2 4 /2 0
1 8 /2 0
2 1 /2 0
2 9 /2 0
2 4 /2 0
1 7 / 20
1 6 20
1 0 20
1 6 20
20
- -
1 0 /2
/
/
/
/
/
4/
5
8
1/
/8 3
12 3
/3 3
/7 4
11 4
/2 4
/6 5
10 5
/1 5
/5 6
6/ 06
8/ 07
9/ 08
/4 3
/1 06
/1 07
/1 08
/4 6
/3 7
08
0
13 00
3/ 00
24 00
14 00
3/ 00
23 00
15 00
5/ 00
25 00
17 00
18 0 0
19 0 0
0
0
0
20
2 7 20
2 8 20
2 9 20
20
Taxa de câmbio (R$/US$) Brent (US$/barril)
/2
/2
/2
/2
/2
/2
/2
/2
/2
/2
/2
/2
/2
2
2
1/
9/
2/
8/
1/
7/
0/
1/
23
• No terceiro trimestre o preço internacional do petróleo caiu e o Real se depreciou, revertendo a tendência
observada desde o início de 2003;
• Após atingir o pico no inicio de julho, o Brent recuou 56% até o final de outubro de 2008. No mesmo período, o
real desvalorizou 34%.
9

10. PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR
12M 12M
115,85 R$/bbl 197,05
US$/bbl
105,4 179,3
160
100,73 250 171,55
140
120 200
100 150
80
100
60
40 50
20
-
0
7
8
7
8
7
8
7
8
8
07
/0
/0
t/0
/0
t/0
/0
/0
l/0
l/0
v/
ai
ai
ar
ar
n
ju
ju
se
se
/07
/08
no
7
8
8
ja
07
/07
08
/07
/08
m
m
m
m
t/ 0
/0
t/ 0
ai/
ai/
jul
jul
jan
v
ar
ar
se
se
no
m
m
m
m
PMR EUA PMR PB BRENT US$ PMR EUA PMR PB BRENT R$
• Margens de refino tornaram-se positivas apenas no final do 3T08.
• Último reajuste de preços do diesel (15%) e da gasolina (10%) ocorreu em maio. Desde então a Receita em
Reais permaneceu estável.
10

11. EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
EVOLUÇÃO DO RESULTADO TRIMESTRAL (R$ MILHÕES - 3T08 VS 2T08)
17.724 685 891 496 330 660 16.444
2º Tri - 2008 Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 3º Tri – 2008
Lucro Operac. na Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operacionais Lucro Operac.
• Queda nos preços internacionais do petróleo compensadas pela elevação dos volumes de vendas;
• Maiores gastos com participações governamentais e despesas operacionais (poços secos e custos geológicos).
11

12. ABASTECIMENTO
EVOLUÇÃO DO RESULTADO TRIMESTRAL (R$ MILHÕES - 3T08 VS 2T08)
2.110 9.467
7.545
(577) 1.720 (2.549)
440
2º Tri - 2008 Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 3º Tri - 2008
Lucro Operac. na Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operacionais Prejuízo Operac.
• Aumentos dos gastos com importações de derivados;
• Venda dos estoques formados com custos mais elevados, em períodos anteriores.
12

13. GAS E ENERGIA
EVOLUÇÃO DO RESULTADO TRIMESTRAL (R$ MILHÕES - 3T08 VS 2T08
235 699
192
452
176
270 (266)
2º Tri - 2008 Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 3º Tri - 2008
Lucro Operac. na Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operacionais Prejuízo Operac.
• Menores margens devido ao aumento do preço de compra do gás natural e da energia elétrica;
• Maiores despesas com multas e encargos contratuais referentes ao fornecimento de gás natural.
13

14. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 2T08 VS 3T08
1.854 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.883
12.890 13.425
1.084 1.591 10.852
4.483
8.783
2.386
Desp. Fin.,
2T08LL Receita CPV Despesas não op. e 3T08LL
Part. Acion.
Operac. Part. Invest. Impostos
Não control.
Relev.
• Aumento das Despesas Operacionais: maiores custos exploratórios, aumento das despesas gerais e de pessoal e
outras despesas operacionais ;
• Reversão no Resultado Financeiro: depreciação do Real no período, gerando uma reversão de R$ 4.645 milhões
devido aos ganhos com variações cambiais sobre os ativos líquidos expostos à esta variação.
14

15. ATIVOS/PASSIVOS SUJEITOS À VARIAÇÃO CAMBIAL
(Em R$ Milhões) 30.09.2008 30.06.2008
Ativo
Circulante 6.884 6.692
Não Circulante 26.498 20.227
Total do Ativo 33.382 26.919
Passivo
Circulante (6.632) (6.332)
Não Circulante (12.845) (12.601)
Total do Passivo (19.477) (18.933)
Outros -328 -258
Ativo (Passivo) Líquido em Reais 13.577 7.728
• O aumento do ativo não circulante sujeito à variação cambial está relacionado ao incremento dos investimentos de
E&P na Área Internacional e nos gastos com construção de novas plataformas (ativos de produção usados no Brasil
pertencem a subsidiárias no exterior) , além da redução do passivo em dólares (fornecedores).
• O aumento do Ativo Líquido em um trimestre com depreciação cambial de 20% foi responsável pela reversão do
resultado negativo de R$ 1.802 milhões no 2T08 para um resultado positivo de R$ 2.843 milhões no 3T08.
15

16. FLUXO DE CAIXA
R$ milhões
Jan-Set/08 2007
Caixa Gerado pelas Ativ. Operacionais 34.673 41.897
(-)Caixa utilizado em Ativ. de Investimento (35.167) (45.233)
Investimentos em E&P (17.286) (20.405)
Investimentos Abastecimento (8.140) (9.647)
Outros Investimentos (9.741) (15.181)
(=)Fluxo de Caixa Líquido (494) (3.336)
(-)Caixa utilizado em Ativ. de Financimento (1.801) (11.422)
Financiamento 4.386 (3.948)
Dividendo (6.187) (7.474)
(=)Geração de Caixa no Exercício (2.295) (14.758)
Caixa no Início do Exercício 13.071 27.829
Caixa no Final do Exercício 10.776 13.071
• O fluxo de caixa gerado pelas atividades operacionais em 2008 encontra-se em equilíbrio com o programa
de investimentos da Companhia;
• Perfil dos Investimentos garante flexibilidade para eventuais necessidades de ajustes no CAPEX.
16

17. FONTES DE FINANCIAMENTO
CAPTAÇÕES (US$ bilhões)
DÍVIDA POR ORIGEM (US$ bilhões) - US GAAP
FONTES 2007 2008
FONTES 2007 Jun-08
Bancos Comerciais 3,6 5,3
Mercado Bancário 4,7 7,2
Trade Finance 1,5 1,8
Mercado de Capitais 7,4 8,0
Internacional 1,0 0,6
Project Finance 4,4 4,8
Domestico 0,3 2,9
ECA 1,6 1,5
Mercado de Capitais 1,3 0,8
BNDES 2,5 3,1
Project Finance 2,3 2,9
Outros 1,3 1,3
ECA - 0,2
TOTAL 21,9 25,9
TOTAL 7,2 9,2
• A Companhia mantém relacionamento com diversas fontes de financiamento, tendo sido capaz de financiar
suas operações ao longo de 2008;
• Em 2008, incluindo refinanciamentos de curto prazo, a Petrobras captou/contratou, aproximadamente, US$
9,2 bilhões, sendo US$ 1,1 bilhões de mercado de capitais e bancos comerciais no exterior.
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18. SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
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Relacionamento com Investidores
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18