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    DIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS
    3o trimestre de 2009
    (Legislação Societária)




                                        Almir Guilherme Barbassa
                              Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
                                                        17 de Novembro de 2009
1
AVISO



As apresentações podem conter previsões         Aviso aos Investidores Norte-
acerca de eventos futuros. Tais previsões       Americanos:
refletem apenas expectativas dos
administradores da Companhia. Os termos         A SEC somente permite que as
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê",      companhias de óleo e gás incluam em seus
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva",   relatórios arquivados reservas provadas
"deverá", bem como outros termos similares,     que a Companhia tenha comprovado por
visam a identificar tais previsões, as quais,
                                                produção ou testes de formação
evidentemente, envolvem riscos ou incertezas
previstos ou não pela Companhia. Portanto, os   conclusivos que sejam viáveis econômica e
resultados futuros das operações da             legalmente nas condições econômicas e
Companhia podem diferir das atuais              operacionais vigentes. Utilizamos alguns
expectativas, e o leitor não deve se basear     termos nesta apresentação, tais como
exclusivamente nas informações aqui contidas.   descobertas, que as orientações da SEC
A Companhia não se obriga a atualizar as        nos proíbem de usar em nossos
apresentações e previsões à luz de novas        relatórios arquivados.
informações ou de seus desdobramentos
futuros. Os valores informados para 2009
em diante são estimativas ou metas.

2
MANTIDA TRAJETÓRIA DE CRESCIMENTO DA
PRODUÇÃO NACIONAL E INTERNACIONAL

                    2 MESES CONSECUTIVOS COM PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO
                                   ACIMA DE 2 MILHÕES BPD

                Produção Total (Petróleo, LGN e Gás                 Produção Nacional - 3T09 VS 3T08
                     Natural) - 3T09 VS 3T08
                                                                        2.213             2.293
                     2.437               2.534
                                          241                           330                319
                     224
     Mil boed




                                                         Mil boed
                    2.213                2.293                         1.883              1.974



                    3T08                   3T09                        3T08                 3T09
                      Nacional      Internacional                     Petróleo e LGN    Gás Natural

 • Aumento da produção total impulsionado pelo crescimento dos volumes produzidos no Brasil e
   pela entrada em operação do campo de Akpo, na Nigéria
 • Incremento de 5% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção das
   plataformas P-52 e P-54 e entrada em operação das plataformas P-51, P-53, FPSO Cidade de Niterói
   e FPSO Cidade de São Vicente
 • Produção de gás natural limitada pelo queda da demanda, especialmente o despacho das térmicas

 3
NOVAS UNIDADES GARANTEM O AUMENTO
DA PRODUÇÃO DOMÉSTICA
         P-53
                                                                          Nº DE
                          PLATAFORMA      CAPACIDADE    MÉDIA 3T09                  Nº DE POÇOS
                                                                         POÇOS       PREVISTOS
                            /CAMPO          (mil bpd)    (mil bpd)
                                                                     INTERLIGADOS




                          P-53 / Marlim                              7 produtores   13 produtores
                          Leste
                                             180           90
          P-51                                                       3 injetores     8 injetores



                          P-51 / Marlim                              5 produtores   10 produtores
                          Sul
                                             180           88
                                                                     6 injetores     9 injetores



                          FPSO-Cidade                                             9 produtores
 FPSO Cidade de Niterói                                              2 produtores
                          de Niterói /       100           38        (óleo)
                                                                                  (óleo)
FPSO Cidade de            Marlim Leste                                            1 produtor (gás)
   Niterói

                              Total          460           216            -               -



 4
EXPANSÃO DA CURVA DE APRENDIZADO
NO PRÉ-SAL
                                                                                                 Conclusão da perfuração do
                                                                                                 4º poço do Plano de
                       BM-S-10                          BM-S-11                                  Avaliação de Tupi,
                       BR 65%                           BR 65%                                   confirmando potencial da
                                                                                                 área
                                                                         Iara
                 BM-S-8
                                           Parati                                                Excelente performance do
                 BR 66%                                     Iracema
                                                                                                 TLD de Tupi, com
                                                                    Tupi NE                      produção em torno de 20
                                                                                                 mil bpd
                                                             Tupi                Júpiter

                               Carioca
                                              Extensão - Tupi                                    Teste de formação nos
                                                                       Tupi P1
                                                                                                 poços de Iara, Iracema e
                  Bem-te-vi
                                                    Guará                                        Tupi Nordeste
                                  Iguaçu                                               BM-S-24
                                Abaré                                                  BR 80%    Perfuração e completação
                                            Guarani                                              do 1º poço do piloto de Tupi
                              Azulão                          BM-S-9
            Caramba
                                                              BR 45%                                   Legenda:
 BM-S-21
                                  BM-S-22                                                           Poços perfurados
 BR 80%
                                  BR 20%
                                                                                                     Testes de Formação
  Próximos passos: novos poços do piloto de Tupi; novos poços exploratórios no
  BMS-9, BMS-11 e BMS-10                                                                             Perfuração e
  Sondas: 3 novas sondas até o 1S/2010                                                               Completação
  Licitações em andamento: (i) FPSO afretado para Piloto de Guará; (ii) Contratação
  de 8 cascos para projetos do pré-sal da Bacia de Santos

 5
DESCONTO DO ÓLEO PESADO EM
PATAMAR MÍNIMO


 (US$ por barril)                         121,37    114,78
                               96,9
                    88,69
       74,87                               105,46                                             68,28
                                86,13               100,58
                    76,75                                                             58,79
                                                                   54,91      44,40
       64,42
                                                                                              64,00
                                                                  47,95               48,68
                                           15,91                              32,23
       10,45         11,94      10,77                14,20                    12,17   10,11
                                                                   6,96                          4,28

     3T07        4T07        1T08       2T08        3T08        4T08          1T09    2T09       3T09

            Preço Petróleo Petrobras (m édia)                Brent (m édia)           Desconto




 • Redução da oferta mundial de óleo pesado contribuiu para a significativa queda do
   desconto em relação ao Brent
 • Elevação do preço de venda do óleo doméstico gerou maior receita exportadora para
   a Companhia

 6
ESTABILIDADE NOS CUSTOS DE EXTRAÇÃO,
APESAR DO AUMENTO DO PREÇO DO ÓLEO

                        R$/barril                                                 US$/barril



                                                         114,78


54,40                                                                                                   68,28
                                                                          54,91                 58,79
           41,48                       38,86     41,62                             44,40
                        34,24
 36,79                                                   30,27
            22,39        16,33         21,28     24,78                                                  22,86
                                                                       18,11      14,69        19,50
                                                         20,06                                          13,84
 17,61      19,09        17,91         17,58     16,84                  9,87        6,87       10,78
                                                         10,21          8,24        7,82       8,72      9,02

 3T08       4T08         1T09           2T09     3T09    3T08           4T08       1T09        2T09     3T09

         Lifting Cost               Part. Gov.                   Lifting Cost          Part. Gov.        Brent



 • Queda do custo de extração sem participação, em Reais, no 3T09, apesar do aumento
   do preço internacional.
      • Em dólares, acréscimo foi função da valorização da taxa de câmbio
 • A elevação das participações governamentais é devida ao aumento do preço
   internacional e crescimento das alíquotas tributáveis em determinados campos,
   principalmente Marlim Sul e Marlim Leste

7
BEM-SUCEDIDA POLÍTICA DE PREÇOS
 DE LONGO PRAZO

                                    US$/bbl                                                                            R$/bbl


                                        3T08                 2T09 3T09             R$/bbl
                                                                                                                          3T08                 2T09 3T09
 US$/bbl

160
                                       129,81
                                                                                  250                                     215,62
140

120                                                                               200

100                                    112,49                                                                                                 160,79
                                                                                                                         187,02                        152,65
                                                                                  150
 80                                                         77,34 81,54

 60                                                                  70,37        100                                                         128,41 131,52

 40
                                                             62,23
                                                                                   50
 20

  0                                                                                 0
   mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09      mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09


                   PMR EUA                   PMR Petrobras
                                               PMR Petrobras                                PMR EUA EUA
                                                                                                 PMR                               PMR Petrobras


      • Em relação ao 2T09 houve queda do PMR em Reais devido a redução dos preços da
        gasolina e diesel em junho de 2009 e ao efeito cambial
      • Quando medido em dólares o PMR se elevou em função do aumento das cotações
        internacionais e valorização do Real

      8
AUMENTO DAS VENDAS REFLETE
RECUPERAÇÃO ECONÔMICA

                              Derivados e Gás Natural no Mercado Brasileiro


                  2.118           2.085                           1.998          2.054
                   337             302           1.824                            244
                                                                    244
                                                 215
 Mil barris/dia




                   404             498                              456           492
                                                 453
                   224             211                              212           222
                   354                           195
                                   329           303                331           327

                   799             745           658                755           769

                   3T08           4T08           1T09               2T09          3T09

                     Diesel     Gasolina   GLP          Outros Derivados   Gás Natural


 • Volume de vendas de derivados segue o crescimento da economia brasileira e
   aspectos sazonais
 • Redução na venda de gás natural dada a menor demanda para geração
   termoelétrica, parcialmente compensado pelo maior consumo do setor industrial


 9
CRESCIMENTO DO SUPERÁVIT DA BALANÇA
COMERCIAL DA COMPANHIA

 (mil barris/dia)                                                                              Derivados
                             9M08                         vs                9M09               Petróleo

        633                  628                                  714

        234                  222                                  231            562
                                                                                 157


        399                  406                                  483                          152
                                                                                 405

                                                 5
     Exportação         Importação        Exportação           Exportação    Importação     Exportação
                                           Líquida                                           Líquida

         Volume Financeiro (US$ Milhões)
                                                               • Aumento da produção de petróleo
                                                                 possibilitou maiores exportações
          - US$ 1.813                   + US$ 1.795
       19.920       18.107                                     • Redução das importações,
                                     8.845       10.640          principalmente diesel, devido à
                                                                 retração econômica/menor despacho
                                                                 térmico e aumento da produção
              9M08                           9M09
              Im portações         Exportações
                                                                 interna de diesel

10
EFEITO DO CUSTO MÉDIO NO CPV


                                                                                                                    150
                                             2500
     Efeito Giro dos Estoques - R$/milhões




                                                                                                                    100

                                             1500
                                                                   1.050
                                                                           863                                      50




                                                                                                                           Brent (US$/bbl)
                                                                                                             621
                                              500    260    373                                       323
                                                                                                                    0

                                              -500   4T07   1T08   2T08    3T08   4T08      1T09      2T09   3t09
                                                                                                                    -50


                                             -1500                                          (1.140)
                                                                                                                    -100

                                                                                  (1.856)
                                                                                                                      -
                                             -2500                                                                  -150



 • Custos trimestrais retidos nos estoques (a custos médios) afetam, com
   defasagem, os resultados operacionais da Companhia


11
EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL

                                             LUCRO OPERACIONAL
                                            (R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)
                           3.272                  (4.401)
        13.896
                                                                          (2.520)             12.295
                                                                                          P.E. MARLIM = 2.048

                                                                                              10.247




        2º Tri - 2009       Receita                                         Despesas            3º Tri - 2009
                                                       CPV                 Operacionais      Lucro Operacional
     Lucro Operacional   Operacional Líq.




 •   Preço de petróleo mais elevado, menor spread entre óleos leves e pesados e aumento do
     volume de vendas de derivados geraram aumento da receita operacional líquida
 •   Aumento das quantidades vendidas, maiores preços de importação de óleo e derivados
     provocou aumento do CPV
 •   Provisão não recorrente relativa à Participação Especial no Campo de Marlim (R$ 2,05
     bilhões) explica a redução do lucro operacional


12
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO

                                                LUCRO LÍQUIDO
                                       (R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)

         7.734       (3.649)       3.168              (63)         (836)       949            7.303

                                                  Hedge
                                    533
                                   1.677          Variação
                                                  Monetária
                                                   Líquida




     2º Tri - 2009     Lucro       Resultado       Part. Invest.              Part. Acion.   3º Tri - 2009
                                                                   Impostos
      Lucro Líq.     Operacional   Financeiro      Relevantes                 Não Control.   Lucro Líq.


•    Melhor resultado financeiro em função da menor valorização da taxa de câmbio e da variação
     monetária líquida derivada do empréstimo do BNDES (R$ 1,7 bilhões)
•    Aumento do Imposto devido ao maior benefício fiscal do JCP e maior recuperação de créditos
     fiscais nas atividades exploratórias e prejuízos fiscais no exterior no 2T09
•    Redução na participação dos acionistas não controladores devido à menor ganho cambial sobre
     a dívida das SPEs



13
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO -
EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL

                                EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO - LUCRO OPERACIONAL
                                               (R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)
                       2.806           (820)
                                                       (425)          418              (2.419)

     8.246                                                                                            7.806




     2º Tri - 2009   Efeito Preço   Efeito Volume    Efeito Custo   Efeito Volume no    Despesas       3º Tri – 2009
    Lucro Operac.     na Receita     na Receita     médio no CPV           CPV         Operacionais   Lucro Operac.

•     Diminuição do spread entre óleo leve e pesado contribuiu para o incremento de receita
•     Efeito volume negativo na receita devido à retenção de estoque no E&P
•     Aumento do CPV causado pela maior participação governamental no Lifting Cost
•     Aumento das despesas operacionais foi devido à provisão extraordinária com a Participação
      Especial no Campo de Marlim


14
ABASTECIMENTO –
EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL

                                    ABASTECIMENTO - LUCRO OPERACIONAL
                                                (R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)

                                      2.911           (5.278)

      7.914             (636)


                                                                     (2.316)

                                                                                         205           2.800




     2º Tri - 2009   Efeito Preço   Efeito Volume    Efeito Custo   Efeito Volume no    Despesas       3º Tri – 2009
    Lucro Operac.     na Receita     na Receita     médio no CPV           CPV         Operacionais   Lucro Operac.


•    Apesar da redução do PMR em Reais (2T09: R$ 160,79; 3T09: R$ 152,75), o aumento das
     quantidades vendidas, puxadas pelo crescimento da economia e sazonalidade, elevaram a
     receita
•    Maiores custos de transferência/importação de óleo e derivados levaram à forte elevação do
     CPV refletindo o comportamento das cotações internacionais e a redução do spread entre óleo
     leve e pesado


15
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e
DISTRIBUIÇÃO (2T09 VS 3T09)
     Gás & Energia                                       2Q09                 3Q09
                                                                   VS.
                           Resultado Operacional:   R$ 576 milhões       R$ 651 milhões

                     • Maiores volumes de gás vendidos para o mercado não termelétrico
                     • Redução dos custos de importação/ transferência de gás natural,
                       acompanhando o comportamento das referências internacionais
                     • Redução nas receitas de geração de energia compensadas
                       parcialmente pela melhora do resultado da comercialização de
                       energia

     Internacional         Resultado Operacional:        2T09                 3T09
                                                                   VS.
                                                    R$ 224 milhões       R$ 363 milhões

                     • Maiores preços de realização e aumento de produção garantiram
                       melhor resultado do segmento
                     • Entrada em operação do campo de Akpo, na Nigéria, fortalece
                       tendência de incremento de produção
      Distribuição
                                                       2T09        VS.        3T09
                           Resultado Operacional: R$ 466 milhões         R$ 620 milhões


                     • Aumento de 7% nas margens de comercialização e de 9% nos
                       volumes vendidos garantiram o bom resultado da Cia.



16
EFETIVA IMPLANTAÇÃO DOS
INVESTIMENTOS PREVISTOS

      Investimentos 9M09 - R$ 50,7 bilhões                                            vs              Investimentos 9M08 - R$ 34,1 bilhões

                                   7%                                                                                      11%
                                    2%                                                                                                 3%
                           3%                                                                                                      0,9
                                                                                                                                                      0,5
               1%                3,8 0,4
                                      1,2                                                                                  3,7
                           1,1                                                                                  2%
                     0,4     1,5                                                                                    0,7
               0,1         0,4                                                                             1%     0,3
           11%1,0         5,5
                                                                46%                                               4,1                        15,8            46%
                                                    23,2                                                  12%
             1,5      4,5                 7,1                                                                        2,2
             9%
                   2,8d
                                   10,6                                                                     6%                   6,4



                            21%                                                                                         19%



     E&P              Abastecimento             Gás e Energia         Internacional        Distribuição     Corporativo                SPE          Emp. em Negociação




                                Manutenção da forte geração de caixa possibilita o
                                  incremento dos investimentos da Companhia


17
AMPLO ACESSO A FONTES DE
FINANCIAMENTO

                Emissão de Títulos no Mercado de Capitais                     +                Outros Empréstimos

                                        6,75                                                  US$ 28,05 bilhões
                      6,5                               30-out (Venc. 2040)
                                                        Rendimento ao                                                 U S Eximbank
                                          1,5           Investidor: 7,00%
                                                                                                                  2
(US$ bilhões)




                                                        30-out (Venc. 2020)       BNDES                                          Outros
                                                        Rendimento ao                                                 2,75
                                          2,5
                                                        Investidor: 5,875%                             (*)
                                                                                                13,3
                                                        09-jul (Venc. 2019)
                                         1,25           Rendimento ao
                                                        Investidor: 6,875%                                            10
                                                                                                                                   China
                                          1,5                                                                                      Development
                                                        11-fev (Venc. 2019)
                                                        Rendimento ao                                                              Bank
                Empréstimo Ponte   Emissão de Títulos   Investidor: 8,125%
                                                                                  (*)   R$ 25 bilhões convertidos pela taxa de câmbio em 30.07.09




                            Em 2009, já foram captados US$ 34,8 bilhões




          18
MANUTENÇÃO DA ROBUSTEZ
FINANCEIRA

                                                                                  R$ milhões               30/9/2009   30/6/2009

    27%                                                         28%       28%     Endividamento de Curto
                                                 26%    26%                                                 10.639      13.086
             23%                      25%                                         Prazo
                     21% 21%                       21%        22%                 Endividamento de Longo
                                                                    19%                                     79.588      55.782
  18%       19%                                                                   Prazo
                                       21%
                               19%
                       18%                                                        Endividamento Total       90.227      68.868

                                                                          12%     Disponibilidades          30.088      10.072

                                                                                  Endividamento Líquido     60.139      58.796

30/9/2007          31/3/2008         30/9/2008         31/03/2009     30/9/2009   Estrutura de Capital       49%         49%


                                                                                  US$ milhões              30/9/2009   30/6/2009
        End. Líq./Cap. Líq.                  End. CP/End. Total
                                                                                  Edividamento Total        50.743      35.288




  Aumento de liquidez devido ao aumento do caixa e redução do endividamento de
   curto prazo.
  Endividamento líquido/capitalização líquida se manteve estável e dentro do intervalo
   “ótimo”(25% a 35%)


 19
FLUXO DE CAIXA

     R$ milhões                             Jan-Set 2008   Jan-Set 2009    3T09
     Caixa Inicial                            13.071          15.889      10.072
     Geração Operacional                      34.337          38.180      16.681
     Investimento                             (34.534)       (50.622)     (18.446)
     Geração Operacional Livre                 (198)         (12.442)     (1.765)
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     Financiamentos Líquidos                   3.581          36.987      25.441
     Caixa Final                              10.776          30.088      30.088

     Prazo Médio de Endividamento (anos)*       4,21           6,38        6,38
     Endividamento Líquido/ EBITDA              0,85           1,00        1,11**
     Brent Médio (R$/bbl)                      187,62         118,87       127,68
     Câmbio Médio (R$/US$)                      1,69           2,08         1,87


  Aumento dos investimentos cobertos pelas captações realizadas durante o ano
  Captações realizadas aumentam o prazo médio do endividamento, alinhado ao perfil
   da indústria do petróleo

     *Final do ano de exercício
20    ** Últimos 12 meses
Para mais informações:
     Relacionamento com Investidores
              www.petrobras.com.br/ri
                     +55 21 3224-1510
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Webcast 1T16
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Webcast 1Q16
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Webcast 3T09

  • 1. Teleconferência / Webcast DIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS 3o trimestre de 2009 (Legislação Societária) Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 17 de Novembro de 2009 1
  • 2. AVISO As apresentações podem conter previsões Aviso aos Investidores Norte- acerca de eventos futuros. Tais previsões Americanos: refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. Os termos A SEC somente permite que as “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", companhias de óleo e gás incluam em seus "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", relatórios arquivados reservas provadas "deverá", bem como outros termos similares, que a Companhia tenha comprovado por visam a identificar tais previsões, as quais, produção ou testes de formação evidentemente, envolvem riscos ou incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os conclusivos que sejam viáveis econômica e resultados futuros das operações da legalmente nas condições econômicas e Companhia podem diferir das atuais operacionais vigentes. Utilizamos alguns expectativas, e o leitor não deve se basear termos nesta apresentação, tais como exclusivamente nas informações aqui contidas. descobertas, que as orientações da SEC A Companhia não se obriga a atualizar as nos proíbem de usar em nossos apresentações e previsões à luz de novas relatórios arquivados. informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2009 em diante são estimativas ou metas. 2
  • 3. MANTIDA TRAJETÓRIA DE CRESCIMENTO DA PRODUÇÃO NACIONAL E INTERNACIONAL 2 MESES CONSECUTIVOS COM PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO ACIMA DE 2 MILHÕES BPD Produção Total (Petróleo, LGN e Gás Produção Nacional - 3T09 VS 3T08 Natural) - 3T09 VS 3T08 2.213 2.293 2.437 2.534 241 330 319 224 Mil boed Mil boed 2.213 2.293 1.883 1.974 3T08 3T09 3T08 3T09 Nacional Internacional Petróleo e LGN Gás Natural • Aumento da produção total impulsionado pelo crescimento dos volumes produzidos no Brasil e pela entrada em operação do campo de Akpo, na Nigéria • Incremento de 5% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção das plataformas P-52 e P-54 e entrada em operação das plataformas P-51, P-53, FPSO Cidade de Niterói e FPSO Cidade de São Vicente • Produção de gás natural limitada pelo queda da demanda, especialmente o despacho das térmicas 3
  • 4. NOVAS UNIDADES GARANTEM O AUMENTO DA PRODUÇÃO DOMÉSTICA P-53 Nº DE PLATAFORMA CAPACIDADE MÉDIA 3T09 Nº DE POÇOS POÇOS PREVISTOS /CAMPO (mil bpd) (mil bpd) INTERLIGADOS P-53 / Marlim 7 produtores 13 produtores Leste 180 90 P-51 3 injetores 8 injetores P-51 / Marlim 5 produtores 10 produtores Sul 180 88 6 injetores 9 injetores FPSO-Cidade 9 produtores FPSO Cidade de Niterói 2 produtores de Niterói / 100 38 (óleo) (óleo) FPSO Cidade de Marlim Leste 1 produtor (gás) Niterói Total 460 216 - - 4
  • 5. EXPANSÃO DA CURVA DE APRENDIZADO NO PRÉ-SAL Conclusão da perfuração do 4º poço do Plano de BM-S-10 BM-S-11 Avaliação de Tupi, BR 65% BR 65% confirmando potencial da área Iara BM-S-8 Parati Excelente performance do BR 66% Iracema TLD de Tupi, com Tupi NE produção em torno de 20 mil bpd Tupi Júpiter Carioca Extensão - Tupi Teste de formação nos Tupi P1 poços de Iara, Iracema e Bem-te-vi Guará Tupi Nordeste Iguaçu BM-S-24 Abaré BR 80% Perfuração e completação Guarani do 1º poço do piloto de Tupi Azulão BM-S-9 Caramba BR 45% Legenda: BM-S-21 BM-S-22 Poços perfurados BR 80% BR 20% Testes de Formação Próximos passos: novos poços do piloto de Tupi; novos poços exploratórios no BMS-9, BMS-11 e BMS-10 Perfuração e Sondas: 3 novas sondas até o 1S/2010 Completação Licitações em andamento: (i) FPSO afretado para Piloto de Guará; (ii) Contratação de 8 cascos para projetos do pré-sal da Bacia de Santos 5
  • 6. DESCONTO DO ÓLEO PESADO EM PATAMAR MÍNIMO (US$ por barril) 121,37 114,78 96,9 88,69 74,87 105,46 68,28 86,13 100,58 76,75 58,79 54,91 44,40 64,42 64,00 47,95 48,68 15,91 32,23 10,45 11,94 10,77 14,20 12,17 10,11 6,96 4,28 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 Preço Petróleo Petrobras (m édia) Brent (m édia) Desconto • Redução da oferta mundial de óleo pesado contribuiu para a significativa queda do desconto em relação ao Brent • Elevação do preço de venda do óleo doméstico gerou maior receita exportadora para a Companhia 6
  • 7. ESTABILIDADE NOS CUSTOS DE EXTRAÇÃO, APESAR DO AUMENTO DO PREÇO DO ÓLEO R$/barril US$/barril 114,78 54,40 68,28 54,91 58,79 41,48 38,86 41,62 44,40 34,24 36,79 30,27 22,39 16,33 21,28 24,78 22,86 18,11 14,69 19,50 20,06 13,84 17,61 19,09 17,91 17,58 16,84 9,87 6,87 10,78 10,21 8,24 7,82 8,72 9,02 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 Lifting Cost Part. Gov. Lifting Cost Part. Gov. Brent • Queda do custo de extração sem participação, em Reais, no 3T09, apesar do aumento do preço internacional. • Em dólares, acréscimo foi função da valorização da taxa de câmbio • A elevação das participações governamentais é devida ao aumento do preço internacional e crescimento das alíquotas tributáveis em determinados campos, principalmente Marlim Sul e Marlim Leste 7
  • 8. BEM-SUCEDIDA POLÍTICA DE PREÇOS DE LONGO PRAZO US$/bbl R$/bbl 3T08 2T09 3T09 R$/bbl 3T08 2T09 3T09 US$/bbl 160 129,81 250 215,62 140 120 200 100 112,49 160,79 187,02 152,65 150 80 77,34 81,54 60 70,37 100 128,41 131,52 40 62,23 50 20 0 0 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09 PMR EUA PMR Petrobras PMR Petrobras PMR EUA EUA PMR PMR Petrobras • Em relação ao 2T09 houve queda do PMR em Reais devido a redução dos preços da gasolina e diesel em junho de 2009 e ao efeito cambial • Quando medido em dólares o PMR se elevou em função do aumento das cotações internacionais e valorização do Real 8
  • 9. AUMENTO DAS VENDAS REFLETE RECUPERAÇÃO ECONÔMICA Derivados e Gás Natural no Mercado Brasileiro 2.118 2.085 1.998 2.054 337 302 1.824 244 244 215 Mil barris/dia 404 498 456 492 453 224 211 212 222 354 195 329 303 331 327 799 745 658 755 769 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 Diesel Gasolina GLP Outros Derivados Gás Natural • Volume de vendas de derivados segue o crescimento da economia brasileira e aspectos sazonais • Redução na venda de gás natural dada a menor demanda para geração termoelétrica, parcialmente compensado pelo maior consumo do setor industrial 9
  • 10. CRESCIMENTO DO SUPERÁVIT DA BALANÇA COMERCIAL DA COMPANHIA (mil barris/dia) Derivados 9M08 vs 9M09 Petróleo 633 628 714 234 222 231 562 157 399 406 483 152 405 5 Exportação Importação Exportação Exportação Importação Exportação Líquida Líquida Volume Financeiro (US$ Milhões) • Aumento da produção de petróleo possibilitou maiores exportações - US$ 1.813 + US$ 1.795 19.920 18.107 • Redução das importações, 8.845 10.640 principalmente diesel, devido à retração econômica/menor despacho térmico e aumento da produção 9M08 9M09 Im portações Exportações interna de diesel 10
  • 11. EFEITO DO CUSTO MÉDIO NO CPV 150 2500 Efeito Giro dos Estoques - R$/milhões 100 1500 1.050 863 50 Brent (US$/bbl) 621 500 260 373 323 0 -500 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3t09 -50 -1500 (1.140) -100 (1.856) - -2500 -150 • Custos trimestrais retidos nos estoques (a custos médios) afetam, com defasagem, os resultados operacionais da Companhia 11
  • 12. EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09) 3.272 (4.401) 13.896 (2.520) 12.295 P.E. MARLIM = 2.048 10.247 2º Tri - 2009 Receita Despesas 3º Tri - 2009 CPV Operacionais Lucro Operacional Lucro Operacional Operacional Líq. • Preço de petróleo mais elevado, menor spread entre óleos leves e pesados e aumento do volume de vendas de derivados geraram aumento da receita operacional líquida • Aumento das quantidades vendidas, maiores preços de importação de óleo e derivados provocou aumento do CPV • Provisão não recorrente relativa à Participação Especial no Campo de Marlim (R$ 2,05 bilhões) explica a redução do lucro operacional 12
  • 13. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO LUCRO LÍQUIDO (R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09) 7.734 (3.649) 3.168 (63) (836) 949 7.303 Hedge 533 1.677 Variação Monetária Líquida 2º Tri - 2009 Lucro Resultado Part. Invest. Part. Acion. 3º Tri - 2009 Impostos Lucro Líq. Operacional Financeiro Relevantes Não Control. Lucro Líq. • Melhor resultado financeiro em função da menor valorização da taxa de câmbio e da variação monetária líquida derivada do empréstimo do BNDES (R$ 1,7 bilhões) • Aumento do Imposto devido ao maior benefício fiscal do JCP e maior recuperação de créditos fiscais nas atividades exploratórias e prejuízos fiscais no exterior no 2T09 • Redução na participação dos acionistas não controladores devido à menor ganho cambial sobre a dívida das SPEs 13
  • 14. EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO - EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO - LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09) 2.806 (820) (425) 418 (2.419) 8.246 7.806 2º Tri - 2009 Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume no Despesas 3º Tri – 2009 Lucro Operac. na Receita na Receita médio no CPV CPV Operacionais Lucro Operac. • Diminuição do spread entre óleo leve e pesado contribuiu para o incremento de receita • Efeito volume negativo na receita devido à retenção de estoque no E&P • Aumento do CPV causado pela maior participação governamental no Lifting Cost • Aumento das despesas operacionais foi devido à provisão extraordinária com a Participação Especial no Campo de Marlim 14
  • 15. ABASTECIMENTO – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL ABASTECIMENTO - LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09) 2.911 (5.278) 7.914 (636) (2.316) 205 2.800 2º Tri - 2009 Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume no Despesas 3º Tri – 2009 Lucro Operac. na Receita na Receita médio no CPV CPV Operacionais Lucro Operac. • Apesar da redução do PMR em Reais (2T09: R$ 160,79; 3T09: R$ 152,75), o aumento das quantidades vendidas, puxadas pelo crescimento da economia e sazonalidade, elevaram a receita • Maiores custos de transferência/importação de óleo e derivados levaram à forte elevação do CPV refletindo o comportamento das cotações internacionais e a redução do spread entre óleo leve e pesado 15
  • 16. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (2T09 VS 3T09) Gás & Energia 2Q09 3Q09 VS. Resultado Operacional: R$ 576 milhões R$ 651 milhões • Maiores volumes de gás vendidos para o mercado não termelétrico • Redução dos custos de importação/ transferência de gás natural, acompanhando o comportamento das referências internacionais • Redução nas receitas de geração de energia compensadas parcialmente pela melhora do resultado da comercialização de energia Internacional Resultado Operacional: 2T09 3T09 VS. R$ 224 milhões R$ 363 milhões • Maiores preços de realização e aumento de produção garantiram melhor resultado do segmento • Entrada em operação do campo de Akpo, na Nigéria, fortalece tendência de incremento de produção Distribuição 2T09 VS. 3T09 Resultado Operacional: R$ 466 milhões R$ 620 milhões • Aumento de 7% nas margens de comercialização e de 9% nos volumes vendidos garantiram o bom resultado da Cia. 16
  • 17. EFETIVA IMPLANTAÇÃO DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS Investimentos 9M09 - R$ 50,7 bilhões vs Investimentos 9M08 - R$ 34,1 bilhões 7% 11% 2% 3% 3% 0,9 0,5 1% 3,8 0,4 1,2 3,7 1,1 2% 0,4 1,5 0,7 0,1 0,4 1% 0,3 11%1,0 5,5 46% 4,1 15,8 46% 23,2 12% 1,5 4,5 7,1 2,2 9% 2,8d 10,6 6% 6,4 21% 19% E&P Abastecimento Gás e Energia Internacional Distribuição Corporativo SPE Emp. em Negociação Manutenção da forte geração de caixa possibilita o incremento dos investimentos da Companhia 17
  • 18. AMPLO ACESSO A FONTES DE FINANCIAMENTO Emissão de Títulos no Mercado de Capitais + Outros Empréstimos 6,75 US$ 28,05 bilhões 6,5 30-out (Venc. 2040) Rendimento ao U S Eximbank 1,5 Investidor: 7,00% 2 (US$ bilhões) 30-out (Venc. 2020) BNDES Outros Rendimento ao 2,75 2,5 Investidor: 5,875% (*) 13,3 09-jul (Venc. 2019) 1,25 Rendimento ao Investidor: 6,875% 10 China 1,5 Development 11-fev (Venc. 2019) Rendimento ao Bank Empréstimo Ponte Emissão de Títulos Investidor: 8,125% (*) R$ 25 bilhões convertidos pela taxa de câmbio em 30.07.09 Em 2009, já foram captados US$ 34,8 bilhões 18
  • 19. MANUTENÇÃO DA ROBUSTEZ FINANCEIRA R$ milhões 30/9/2009 30/6/2009 27% 28% 28% Endividamento de Curto 26% 26% 10.639 13.086 23% 25% Prazo 21% 21% 21% 22% Endividamento de Longo 19% 79.588 55.782 18% 19% Prazo 21% 19% 18% Endividamento Total 90.227 68.868 12% Disponibilidades 30.088 10.072 Endividamento Líquido 60.139 58.796 30/9/2007 31/3/2008 30/9/2008 31/03/2009 30/9/2009 Estrutura de Capital 49% 49% US$ milhões 30/9/2009 30/6/2009 End. Líq./Cap. Líq. End. CP/End. Total Edividamento Total 50.743 35.288  Aumento de liquidez devido ao aumento do caixa e redução do endividamento de curto prazo.  Endividamento líquido/capitalização líquida se manteve estável e dentro do intervalo “ótimo”(25% a 35%) 19
  • 20. FLUXO DE CAIXA R$ milhões Jan-Set 2008 Jan-Set 2009 3T09 Caixa Inicial 13.071 15.889 10.072 Geração Operacional 34.337 38.180 16.681 Investimento (34.534) (50.622) (18.446) Geração Operacional Livre (198) (12.442) (1.765) Dividendos Pagos (6.187) (9.835) (3.426) Financiamentos Líquidos 3.581 36.987 25.441 Caixa Final 10.776 30.088 30.088 Prazo Médio de Endividamento (anos)* 4,21 6,38 6,38 Endividamento Líquido/ EBITDA 0,85 1,00 1,11** Brent Médio (R$/bbl) 187,62 118,87 127,68 Câmbio Médio (R$/US$) 1,69 2,08 1,87  Aumento dos investimentos cobertos pelas captações realizadas durante o ano  Captações realizadas aumentam o prazo médio do endividamento, alinhado ao perfil da indústria do petróleo *Final do ano de exercício 20 ** Últimos 12 meses
  • 21. Para mais informações: Relacionamento com Investidores www.petrobras.com.br/ri +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br 21