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1
Teleconferência / Webcast
Divulgação de Resultados
2º trimestre de 2008
(Legislação Societária)
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
13 de Agosto de 2008
2
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.
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.
Investidores Norte-Americanos:
AVISO
3
PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL - 2T08 VS 1T08
1.789 1.816 1.854
269 304 321
2T07 1T08 2T08
Petróleo e LGN Gás Natural
Milbpd
2.120
2.175
Produção Nacional Média de Óleo e Gás
2.058
• Aumento de 2% na produção de óleo no trimestre
impulsionado pelo crescimento da produção das
plataformas P-52 e P-54 (Roncador);
• Crescimento de 6% na produção nacional de gás
natural. Aumento da produção de gás não-
associado no campo de Manati e na Bacia do
Espírito Santo e de gás associado nos novos
sistemas de produção da Bacia de Campos;
• Em junho, recorde de produção mensal de óleo:
1.867 mil bpd.
Plataforma Produção
1º tri/08
Produção
2º tri/08
Produção Atual
(05/08/08)
P-52 52,7 107,9 154,8
P-54 42,7 62,2 96,5
FPSO Vitória 27,9 26,9 31,7
FPSO Rio de Janeiro 59,2 61,0 62,1
milbpd
4
Profundidade
Operando
2007 Início 2008 Início 2009 Início 2010 Início 2011 Início 2012
De 2013 a
2017
0-999m 5
• Pride South
Atlantic
• O. Yorktown
• Pride Mexico
• Borgny Dolphin
• Ocean Concord
• Falcon-100
• Petrobras XIV
1000-1999m 18
Olinda Star
Ocean Worker
≥ 2000m 5
• Lone Star
• Schahin III
• Petrorig II
• Sevan Driller
• West Taurus
• West Eminence
• Dave Beard
• Gold Star
• Schahin I
• Norbe VI
• Delba III
• SSV Victoria
• West Orion
•Delba IV
• Delba V
• Delba VI
• Scorpion
• Delba VII
• Delba VIII
• Norbe IX
• Schahin 1
• Schahin 2
• Norbe VIII
• Petroserv
• Etesco 8
• Sevan Brasil
+ 28 novas unid; a
serem afretadas
Total por ano 28 6 9 7 1 12 28
Cumulativo 6 15 22 23 35 63
NOVAS SONDAS
Stena Drillmax e Deep Water Millennium não foram considerados já que estão sendo negociados no mercado spot
5
SUPRIMENTO NACIONAL COMPETITIVO DE BENS E SERVIÇOS
importação
importação
Demanda Atual Demanda Futura
1. Ampliar a capacidade produtiva dos
setores de alta competitividade
2. Desenvolver a competitividade dos
setores de Média Competitividade
3. Incentivar o desenvolvimento de
novos entrantes nacionais
4. . Incentivar a associação de
empresas nacionais com empresas
estrangeiras
5. Incentivar a instalação de
empresas estrangeiras no Brasil
Indústria
Nacional
ATUAÇÃO
Ampliação da
capacidade de
fornecimento
nacional de bens
& serviços
Adequação do Parque Supridor Nacional
SUPRIMENTO DE BENS E SERVIÇOS
6
PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS
BM-S-21
(Caramba)
BM-S-8
(Bem-te-Vi)
BM-S-9
(Parati)
BM-S-11
(Tupi)
(Guará)
(Yara)
Poços em perfuração
Poços perfurados
BM-S-9
(Carioca)
7
• O aumento da demanda por derivados e o menor número de paradas possibilitou o aumento de 3% na carga
processada e de 4% na produção de derivados em relação ao 1T08, com a utilização de 95% da capacidade instalada
das refinarias;
• Aumento de 4% na venda de derivados no mercado interno, com destaque para o aumento de 8% na venda de diesel.
1.846
1.776
1.8021.796 1.795
1.7651.768
1.709
1.776
1.703
8 99 09 1
8 9
9 5
777978 7878
1.50 0
1.6 50
1.8 0 0
1.9 50
2 T0 7 3 T0 7 4 T0 7 1T0 8 2 T0 8
3 0
4 0
50
6 0
70
8 0
9 0
P r oduç ã o Nac i ona l de De r iv a dos Volume de Ve nda s de De r i v a dos
Ut ili z a çã o Ca pa ci da de Nomi na l - Br a si l ( %) P ar t ic ipa ç ã o óle o nac i ona l na Ca r ga P r oc e ssa da ( %)
Mil bpd %
REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO
8
DESEMPENHO OPERACIONAL DO SEGMENTO DE GÁS & ENERGIA
Início dos contratos de energia
vendida em leilão
Maior oferta de gás natural pelo E&P
Novos gasodutos em operação
Nova Resolução no setor elétrico
(CNPE 08)
Próximos Passos…Melhorias Realizadas
Maior volume de gás natural disponível para
venda e geração de energia
Melhor precificação e aumento da margem
Maiores níveis de despacho para segurança
do sistema
Garantia de remuneração dos custos fixos
Redução de penalidades contratuais
Hidráulica
Nuclear
Eólica
Carvão
Geração térmica Terceiros (óleo + gás)
Geração térmica Petrobras (óleo + gás)
Novos contratos com as distribuidoras
40.000
42.000
44.000
46.000
48.000
50.000
52.000
jun/07 jan/08 jun/08
MWmédia
Participação crescente da geração termoelétrica na geração elétrica no Brasil
Mais flexibilidade para o portfólio
Aumento da capacidade de
regaseificação de GNL
Aumento da produção doméstica
Início de novos contratos de energia
vendida em leilão
Fonte: ONS (Operador Nacional do Sistema)
Finalização da infra-estrutura de gás
9
LIFTING COST NO BRASIL
14,45 14,66 15,22 15,16 16,34
20,58 23,26
25,76 28,04
34,80
0
10
20
30
40
50
60
2T07 3T07 4T07 1T08 2T08
Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)
7,33 7,65 8,60 8,66 9,88
10,62 12,48
14,56 16,16
21,20
96,9
121,0
88,7
74,968,8
0
10
20
30
40
2T07 3T07 4T07 1T08 2T08
0
20
40
60
80
100
120
140
Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent
US$/barril R$/barril
37,92
35,03
40,98
43,20
51,14
• Aumento da participação governamental em função do maior do preço do petróleo e da elevação da alíquota
tributária no campo de Roncador, devido ao aumento do volume de produção (plataformas P-52 e P-54);
• Aumento do custo de extração em Reais devido a maiores gastos com manutenção preventiva (P-26 e P-33) e
paradas programadas (Marlim e Namorado) além da inflação de custos na indústria;
• Em dólar, além do fatores acima, o custo de extração também foi impactado pela forte apreciação do real no
período.
10
2 0
4 0
6 0
8 0
10 0
12 0
14 0
jun/ 0 6 set / 0 6 dez/ 0 6 mar/ 0 7 jun/ 0 7 set / 0 7 dez/ 0 7 mar/ 0 8 jun/ 0 8
PM R Brasil ( US$/ bbl) Preço M édio Brent ( US$/ bbl)
PM R EUA ( US$/ bbl c/ vol. vend. no Brasil)
126,03
121,38
107,46
2T08
Média
82,42
69,45
78,23
2T07
Média
PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR
US$/bbl
1T08
Média
104,79
97,07
93,90
• Reajuste de preços do diesel (15%) e da gasolina (10%) em maio e a apreciação do real no período, contribuíram para
o aumento do PMR no Brasil;
• Devido à escalada do preço do petróleo, no qual o Brent médio do trimestre foi de US$ 121 contra US$ 69 no 2T-2007,
as margens de refino foram comprimidas, tanto no Brasil, como no mundo.
11
6.925
7.678 3693
173 1.132 586
582
8.783
1T08 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin.,
Não-
Operacionais e
Part. Invest.
Relevantes
Impostos Part. acion. não
control.
2T08 LL
1.8541.816
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 1T08 VS 2T08
Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)
O resultado líquido consolidado foi afetado:
• Aumento do lucro Bruto: aumento dos preços médios de realização (óleo e derivados) e volumes vendidos;
• Redução das despesas operacionais: menores custos exploratórios e multas referentes ao fornecimento de gás
natural;
• Aumento das despesas financeiras líquidas: forte apreciação do real no período;
• Melhora no resultado não-operacional: mudança de participação em investimentos relevantes na Quattor (R$ 409 MM)
12
1.8541.816
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08
Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)
14.496
4.044 743 1.237
282 40 17.724
1º Tri-08
Lucro Operac.
Efeito Preço na
Receita
Efeito Volume
na Receita
Efeito Custo
Médio no CPV
Efeito Volume
no CPV
Despesas
Operac.
2º Tri-08
Lucro Operac.
• Melhora no resultado operacional do E&P devido ao aumento do preço de venda do petróleo nacional (22%) e da
produção (2%).
13
1.8551.779
ABASTECIMENTO– EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08
Volume de Vendas de Derivados e Álcool no mercado Interno (mil bpd)
(903)
4.5312.400
(577)
4.760
2.283
20
Efeito Custo
Médio no CPV
Efeito Volume
no CPV
Despesas
Operacionais
2º Tri-08
Prejuízo Operac.
1º Tri-08
Prejuízo Operac.
Efeito Volume
na Receita
Efeito Preço na
Receita
• Aumento do preço médio de venda dos derivados (9%), e dos volumes vendidos;
• Aumento do custo devido aos preços de aquisição (petróleo e derivados) mais elevados parcialmente compensado
pela realização de estoques formados por menores custos de aquisição no trimestre anterior (avaliação do estoque
pelo custo médio);
• Tendência mundial de compressão das margens de refino devido à forte elevação das cotações do petróleo.
14
166
226
497 25 382
95
INTERNACIONAL – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08
• Maior volume de vendas e preços de venda de petróleo mais elevados;
• Redução nas despesas operacionais devido à redução dos custos exploratórios nos EUA e Nigéria e ausência das
contingências relacionadas a royalties na Colômbia, ocorrida no 1T08.
2º Tri-08
Lucro Operac.
1º Tri-08
Lucro Operac.
Efeito Custo no
CPV
Efeito Volume
no CPV
Despesas
Operac.
Efeito Volume
na Receita
Efeito Preço na
Receita
627
Volume de Vendas Internacionais (mil bpd) 631557
15
(502)
353
140
452
320
124
265
GAS & ENERGIA – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08
Volume Vendido de Gás Natural (milhões de m3/dia)
• Melhores preços de gás natural decorrentes dos novos contratos com as distribuidoras;
• Aumento dos volumes, com o aumento da oferta nacional de gás pelo E&P (3% - 29 milhões m3/dia);
• Maior geração de energia elétrica devido à maior disponibilidade de gás e à nova resolução do setor;
• Menores multas contratuais relativas ao fornecimento de gás natural para terceiros.
5048
1º Tri-08
Prejuízo Operac.
Efeito Preço na
Receita
Efeito Volume
na Receita
Efeito Custo
Médio no CPV
Efeito Volume
no CPV
Despesas
Operacionais
2º Tri-08
Lucro Operac.
16
FLUXO DE CAIXA
2T08 1T08 2T07
Caixa Gerado pelas Ativ. Operacionais 11.888 9.771 13.184
(-)Caixa utilizado em Ativ. de Investimento (10.969) (10.070) (10.236)
(=)Fluxo de Caixa Líquido 919 (299) 2.948
(-)Caixa utilizado em Ativ. de Financimento (1.433) (1.212) (5.557)
Financiamento 678 2.862 (3.958)
Dividendo (2.111) (4.074) (1.599)
(=)Geração de Caixa no Exercício (514) (1.511) (2.609)
Caixa no Início do Exercício 11.560 13.071 20.463
Caixa no Final do Exercício 11.046 11.560 17.854
R$ milhões
• Fluxo de caixa líquido positivo suportado pela forte geração de caixa nas atividades operacionais;
• Utilização do caixa para pagamento de dividendos.
17
Endividamento da Petrobras
R$ milhões 30/06/2008 31/03/2008 Var
Endividamento de Curto
Prazo
(1) 8.699 7.639 14%
Endividamento de Longo
Prazo
(1) 33.256 35.674 -7%
Endividamento Total 41.955 43.313 -3%
Disponibilidades 11.046 11.560 -4%
Endividamento Líquido
(2)
30.909 31.753 -3%
Estrutura de Capital 46% 47% -1 pp
End. Líq./Cap. Líq.
21%
19%
18%
17%
16%
19%
19%
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08
ESTRUTURA DE CAPITAL
• O endividamento líquido recuou 3% no comparativo 2T08 vs 1T08, em função da apreciação do Real;
• O índice Endividamento Liq/Capitalização Líq recuou 2 p.p. no mesmo período, alcançando o nível de 19%.
(1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 1.202 milhões em 30.06.2008 e
R$ 1.429 milhões em 31.03.2008)
(2) Endividamento Total – Disponibilidades
18
Para mais informações favor contactar:
Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Departamento de Relacionamento com Investidores
Theodore Helms – Gerente Executivo
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
SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
Visite nosso website: www.petrobras.com.br/ri

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Webcast: Resultados do 2º trimestre de 2008

  • 1. 1 Teleconferência / Webcast Divulgação de Resultados 2º trimestre de 2008 (Legislação Societária) Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 13 de Agosto de 2008
  • 2. 2 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. 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. Investidores Norte-Americanos: AVISO
  • 3. 3 PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL - 2T08 VS 1T08 1.789 1.816 1.854 269 304 321 2T07 1T08 2T08 Petróleo e LGN Gás Natural Milbpd 2.120 2.175 Produção Nacional Média de Óleo e Gás 2.058 • Aumento de 2% na produção de óleo no trimestre impulsionado pelo crescimento da produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador); • Crescimento de 6% na produção nacional de gás natural. Aumento da produção de gás não- associado no campo de Manati e na Bacia do Espírito Santo e de gás associado nos novos sistemas de produção da Bacia de Campos; • Em junho, recorde de produção mensal de óleo: 1.867 mil bpd. Plataforma Produção 1º tri/08 Produção 2º tri/08 Produção Atual (05/08/08) P-52 52,7 107,9 154,8 P-54 42,7 62,2 96,5 FPSO Vitória 27,9 26,9 31,7 FPSO Rio de Janeiro 59,2 61,0 62,1 milbpd
  • 4. 4 Profundidade Operando 2007 Início 2008 Início 2009 Início 2010 Início 2011 Início 2012 De 2013 a 2017 0-999m 5 • Pride South Atlantic • O. Yorktown • Pride Mexico • Borgny Dolphin • Ocean Concord • Falcon-100 • Petrobras XIV 1000-1999m 18 Olinda Star Ocean Worker ≥ 2000m 5 • Lone Star • Schahin III • Petrorig II • Sevan Driller • West Taurus • West Eminence • Dave Beard • Gold Star • Schahin I • Norbe VI • Delba III • SSV Victoria • West Orion •Delba IV • Delba V • Delba VI • Scorpion • Delba VII • Delba VIII • Norbe IX • Schahin 1 • Schahin 2 • Norbe VIII • Petroserv • Etesco 8 • Sevan Brasil + 28 novas unid; a serem afretadas Total por ano 28 6 9 7 1 12 28 Cumulativo 6 15 22 23 35 63 NOVAS SONDAS Stena Drillmax e Deep Water Millennium não foram considerados já que estão sendo negociados no mercado spot
  • 5. 5 SUPRIMENTO NACIONAL COMPETITIVO DE BENS E SERVIÇOS importação importação Demanda Atual Demanda Futura 1. Ampliar a capacidade produtiva dos setores de alta competitividade 2. Desenvolver a competitividade dos setores de Média Competitividade 3. Incentivar o desenvolvimento de novos entrantes nacionais 4. . Incentivar a associação de empresas nacionais com empresas estrangeiras 5. Incentivar a instalação de empresas estrangeiras no Brasil Indústria Nacional ATUAÇÃO Ampliação da capacidade de fornecimento nacional de bens & serviços Adequação do Parque Supridor Nacional SUPRIMENTO DE BENS E SERVIÇOS
  • 6. 6 PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS BM-S-21 (Caramba) BM-S-8 (Bem-te-Vi) BM-S-9 (Parati) BM-S-11 (Tupi) (Guará) (Yara) Poços em perfuração Poços perfurados BM-S-9 (Carioca)
  • 7. 7 • O aumento da demanda por derivados e o menor número de paradas possibilitou o aumento de 3% na carga processada e de 4% na produção de derivados em relação ao 1T08, com a utilização de 95% da capacidade instalada das refinarias; • Aumento de 4% na venda de derivados no mercado interno, com destaque para o aumento de 8% na venda de diesel. 1.846 1.776 1.8021.796 1.795 1.7651.768 1.709 1.776 1.703 8 99 09 1 8 9 9 5 777978 7878 1.50 0 1.6 50 1.8 0 0 1.9 50 2 T0 7 3 T0 7 4 T0 7 1T0 8 2 T0 8 3 0 4 0 50 6 0 70 8 0 9 0 P r oduç ã o Nac i ona l de De r iv a dos Volume de Ve nda s de De r i v a dos Ut ili z a çã o Ca pa ci da de Nomi na l - Br a si l ( %) P ar t ic ipa ç ã o óle o nac i ona l na Ca r ga P r oc e ssa da ( %) Mil bpd % REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO
  • 8. 8 DESEMPENHO OPERACIONAL DO SEGMENTO DE GÁS & ENERGIA Início dos contratos de energia vendida em leilão Maior oferta de gás natural pelo E&P Novos gasodutos em operação Nova Resolução no setor elétrico (CNPE 08) Próximos Passos…Melhorias Realizadas Maior volume de gás natural disponível para venda e geração de energia Melhor precificação e aumento da margem Maiores níveis de despacho para segurança do sistema Garantia de remuneração dos custos fixos Redução de penalidades contratuais Hidráulica Nuclear Eólica Carvão Geração térmica Terceiros (óleo + gás) Geração térmica Petrobras (óleo + gás) Novos contratos com as distribuidoras 40.000 42.000 44.000 46.000 48.000 50.000 52.000 jun/07 jan/08 jun/08 MWmédia Participação crescente da geração termoelétrica na geração elétrica no Brasil Mais flexibilidade para o portfólio Aumento da capacidade de regaseificação de GNL Aumento da produção doméstica Início de novos contratos de energia vendida em leilão Fonte: ONS (Operador Nacional do Sistema) Finalização da infra-estrutura de gás
  • 9. 9 LIFTING COST NO BRASIL 14,45 14,66 15,22 15,16 16,34 20,58 23,26 25,76 28,04 34,80 0 10 20 30 40 50 60 2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$) 7,33 7,65 8,60 8,66 9,88 10,62 12,48 14,56 16,16 21,20 96,9 121,0 88,7 74,968,8 0 10 20 30 40 2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 0 20 40 60 80 100 120 140 Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent US$/barril R$/barril 37,92 35,03 40,98 43,20 51,14 • Aumento da participação governamental em função do maior do preço do petróleo e da elevação da alíquota tributária no campo de Roncador, devido ao aumento do volume de produção (plataformas P-52 e P-54); • Aumento do custo de extração em Reais devido a maiores gastos com manutenção preventiva (P-26 e P-33) e paradas programadas (Marlim e Namorado) além da inflação de custos na indústria; • Em dólar, além do fatores acima, o custo de extração também foi impactado pela forte apreciação do real no período.
  • 10. 10 2 0 4 0 6 0 8 0 10 0 12 0 14 0 jun/ 0 6 set / 0 6 dez/ 0 6 mar/ 0 7 jun/ 0 7 set / 0 7 dez/ 0 7 mar/ 0 8 jun/ 0 8 PM R Brasil ( US$/ bbl) Preço M édio Brent ( US$/ bbl) PM R EUA ( US$/ bbl c/ vol. vend. no Brasil) 126,03 121,38 107,46 2T08 Média 82,42 69,45 78,23 2T07 Média PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR US$/bbl 1T08 Média 104,79 97,07 93,90 • Reajuste de preços do diesel (15%) e da gasolina (10%) em maio e a apreciação do real no período, contribuíram para o aumento do PMR no Brasil; • Devido à escalada do preço do petróleo, no qual o Brent médio do trimestre foi de US$ 121 contra US$ 69 no 2T-2007, as margens de refino foram comprimidas, tanto no Brasil, como no mundo.
  • 11. 11 6.925 7.678 3693 173 1.132 586 582 8.783 1T08 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin., Não- Operacionais e Part. Invest. Relevantes Impostos Part. acion. não control. 2T08 LL 1.8541.816 EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 1T08 VS 2T08 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) O resultado líquido consolidado foi afetado: • Aumento do lucro Bruto: aumento dos preços médios de realização (óleo e derivados) e volumes vendidos; • Redução das despesas operacionais: menores custos exploratórios e multas referentes ao fornecimento de gás natural; • Aumento das despesas financeiras líquidas: forte apreciação do real no período; • Melhora no resultado não-operacional: mudança de participação em investimentos relevantes na Quattor (R$ 409 MM)
  • 12. 12 1.8541.816 EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 14.496 4.044 743 1.237 282 40 17.724 1º Tri-08 Lucro Operac. Efeito Preço na Receita Efeito Volume na Receita Efeito Custo Médio no CPV Efeito Volume no CPV Despesas Operac. 2º Tri-08 Lucro Operac. • Melhora no resultado operacional do E&P devido ao aumento do preço de venda do petróleo nacional (22%) e da produção (2%).
  • 13. 13 1.8551.779 ABASTECIMENTO– EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08 Volume de Vendas de Derivados e Álcool no mercado Interno (mil bpd) (903) 4.5312.400 (577) 4.760 2.283 20 Efeito Custo Médio no CPV Efeito Volume no CPV Despesas Operacionais 2º Tri-08 Prejuízo Operac. 1º Tri-08 Prejuízo Operac. Efeito Volume na Receita Efeito Preço na Receita • Aumento do preço médio de venda dos derivados (9%), e dos volumes vendidos; • Aumento do custo devido aos preços de aquisição (petróleo e derivados) mais elevados parcialmente compensado pela realização de estoques formados por menores custos de aquisição no trimestre anterior (avaliação do estoque pelo custo médio); • Tendência mundial de compressão das margens de refino devido à forte elevação das cotações do petróleo.
  • 14. 14 166 226 497 25 382 95 INTERNACIONAL – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08 • Maior volume de vendas e preços de venda de petróleo mais elevados; • Redução nas despesas operacionais devido à redução dos custos exploratórios nos EUA e Nigéria e ausência das contingências relacionadas a royalties na Colômbia, ocorrida no 1T08. 2º Tri-08 Lucro Operac. 1º Tri-08 Lucro Operac. Efeito Custo no CPV Efeito Volume no CPV Despesas Operac. Efeito Volume na Receita Efeito Preço na Receita 627 Volume de Vendas Internacionais (mil bpd) 631557
  • 15. 15 (502) 353 140 452 320 124 265 GAS & ENERGIA – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08 Volume Vendido de Gás Natural (milhões de m3/dia) • Melhores preços de gás natural decorrentes dos novos contratos com as distribuidoras; • Aumento dos volumes, com o aumento da oferta nacional de gás pelo E&P (3% - 29 milhões m3/dia); • Maior geração de energia elétrica devido à maior disponibilidade de gás e à nova resolução do setor; • Menores multas contratuais relativas ao fornecimento de gás natural para terceiros. 5048 1º Tri-08 Prejuízo Operac. Efeito Preço na Receita Efeito Volume na Receita Efeito Custo Médio no CPV Efeito Volume no CPV Despesas Operacionais 2º Tri-08 Lucro Operac.
  • 16. 16 FLUXO DE CAIXA 2T08 1T08 2T07 Caixa Gerado pelas Ativ. Operacionais 11.888 9.771 13.184 (-)Caixa utilizado em Ativ. de Investimento (10.969) (10.070) (10.236) (=)Fluxo de Caixa Líquido 919 (299) 2.948 (-)Caixa utilizado em Ativ. de Financimento (1.433) (1.212) (5.557) Financiamento 678 2.862 (3.958) Dividendo (2.111) (4.074) (1.599) (=)Geração de Caixa no Exercício (514) (1.511) (2.609) Caixa no Início do Exercício 11.560 13.071 20.463 Caixa no Final do Exercício 11.046 11.560 17.854 R$ milhões • Fluxo de caixa líquido positivo suportado pela forte geração de caixa nas atividades operacionais; • Utilização do caixa para pagamento de dividendos.
  • 17. 17 Endividamento da Petrobras R$ milhões 30/06/2008 31/03/2008 Var Endividamento de Curto Prazo (1) 8.699 7.639 14% Endividamento de Longo Prazo (1) 33.256 35.674 -7% Endividamento Total 41.955 43.313 -3% Disponibilidades 11.046 11.560 -4% Endividamento Líquido (2) 30.909 31.753 -3% Estrutura de Capital 46% 47% -1 pp End. Líq./Cap. Líq. 21% 19% 18% 17% 16% 19% 19% dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 ESTRUTURA DE CAPITAL • O endividamento líquido recuou 3% no comparativo 2T08 vs 1T08, em função da apreciação do Real; • O índice Endividamento Liq/Capitalização Líq recuou 2 p.p. no mesmo período, alcançando o nível de 19%. (1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 1.202 milhões em 30.06.2008 e R$ 1.429 milhões em 31.03.2008) (2) Endividamento Total – Disponibilidades
  • 18. 18 Para mais informações favor contactar: Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS Departamento de Relacionamento com Investidores Theodore Helms – Gerente Executivo 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 SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS Visite nosso website: www.petrobras.com.br/ri