1) A teleconferência apresentou os resultados financeiros da Petrobras no 4o trimestre e ano de 2006. 2) No 4o trimestre houve queda no lucro líquido de 26,6% devido principalmente à redução nos preços do petróleo. 3) No ano de 2006 a produção nacional de petróleo e LGN aumentou 5,6% com a entrada em operação de novas plataformas.

1. Teleconferência / Webcast Almir Barbassa
Divulgação de Resultados Diretor Financeiro e de Relações
4º trimestre e exercício de 2006 com Investidores
(Legislação Societária) 14 de fevereiro de 2007

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.
1

3. PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO E LGN
5,6% de aumento no ano devido
principalmente à entrada em
,6%
produção das plataformas: =5 1.778
Δ
P-50 (Albacora Leste), em abril
de 2006
1.684
mil bpd
FPSO Capixaba (Golfinho), em maio
de 2006
P-34 (Jubarte), em dezembro
de 2006
2005 2006
2

4. PRODUÇÃO TOTAL DE ÓLEO, LGN E GÁS NATURAL
mil boed
% Δ= 1,4% 2.334
Δ = 3,5
2.301
2.278 2.273
2.256
4T05 1T06 2T06 3T06 4T06
• Aumento da produção no 4T06 comparado ao trimestre anterior influenciado pela entrada em produção de novos poços
interligados à plataforma P-50 (Albacora Leste);
• No mesmo período a produção internacional apresentou queda na produção de óleo devido à parada por reivindicações
salariais na Argentina afetando a produção em alguns campos e na produção de gás em decorrência da menor demanda do gás
boliviano e da parada para conclusão de reparos nos dutos em San Antonio.
3

5. PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P
US$/bbl 2005 2006 Δ
Preço Médio de Venda 45,42 54,71 20,45%
Brent (Média) 54,38 65,14 19,79%
69,62 69,49
Spread 8,96 10,43 -
61,53 61,75 59,68
US$/bbl
64,74 66,07
56,39 56,9
57,59 58,20 58,69
51,59 56,08 US$ 10,98 bbl
47,83 54,24 52,7 53,69
44,00 49,33 48,70
44,19 46,05
39,70 43,04
37,48
35,11
4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06
Preço médio de venda Brent (média) Cesta OPEP
O spread entre o preço médio do petróleo nacional e a cotação do Brent se manteve estável (US$ 10,80/bbl
no 3T06 e US$ 10,98/bbl no 4T06) apesar do movimento de baixa no mercado internacional
4

6. REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO
Mil barris/dia %
89 89
93 90
1. 9 5 0 91
89
87
85 80
81 80 80 80
79 79
1. 8 0 0 78
70
1. 8 12
1. 6 5 0
1. 7 9 5 1. 7 4 6 1. 7 6 4 60
1. 7 6 1
1. 6 8 4 1. 7 5 3
1. 7 0 7 1. 7 3 5
1. 6 9 6 1. 6 9 7
1. 6 4 9
1. 6 3 5
1. 6 4 4
1. 5 0 0 50
4 T0 5 1T 0 6 2 T0 6 3 T0 6 4 T0 6 2005 2006
Pr o d ução N aci o nal d e D er ivad o s V o lume d e V end as d e D er i vad o s
U t il iz ação C ap acid ad e N o mi nal - B r asil ( %) Par t i ci p ação ó leo naci o nal na C ar g a Pr o cessad a ( %)
Produção de derivados no 4T06 diminuiu O volume de O ligeiro declínio da participação do óleo
em relação ao 3T06 em função paradas vendas decresceu nacional se deveu às vantagens
programadas nas refinarias REVAP, pela sazonalidade comerciais de processar maior
REFAP e REMAN, impactando também a da demanda; quantidade de óleo leve, reduzindo a
utilização da capacidade; produção de óleo combustível.
5

7. PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR
US$/bbl 2005 2006 Δ
PMR Brasil 58,58 70,92 21,07%
Brent (Média) 54,38 65,14 19,79% 4T05 3T06 4T06
100 PMR EUA 65,14 75,52 15,93% Média Média Média
72,90 81,83
80
68,90 72,28 70,59
68,81
60 56,90 69,49
59,68
40
20
dez/ 04 mar/ 05 jun/05 set / 05 dez/ 05 mar/ 06 jun/ 06 set / 06 dez/ 06
PMR Brasil (US$/ bbl) Preço Médio Brent (US$/ bbl)
PMR EUA (US$/ bbl c/ vol. vend. no Brasil)
No 4T06 nossos preços estiveram em linha com os preços praticados no mercado Americano.
Após o verão Americano os preços internacionais tenderam à baixa.
6

8. DEMONSTRATIVO DE RESULTADO 4T06 VS 3T06
3T 06 4T 06
41.041 - 5,4%
Receita Líquida 43.363
26.696
CPV -1,4%
27.066
R$ milhões
10.594
EBITDA - 19,9%
13.218
7.829
Lucro Operacional - 26,2%
10.609
5.200
Lucro Líquido - 26,6%
7.085
• Queda de receita líquida devido à queda nos preços do petróleo (E&P) e de realização (Abast.) e menor
volume de vendas no 4T06. O decréscimo do CPV não acompanhou a queda na receita em função da
realização de estoques formados a custos mais elevados no 3T06 (critério de avaliação de estoques pelo
custo médio);
• Elevação das despesas operacionais, especialmente Exploratórias e Gerais e Administrativas.
7

9. ANÁLISE DAS DESPESAS OPERACIONAIS 4T06 VS 3T06
3T06 4T06
1.550 0,3%
Despesas de Vendas
1.546
1.728 18,4%
R$ milhões
Gerais e Admin.
1.459
818 54,0%
Custos Exploratórios
531
356 35,9%
Tributárias
262
1.059 2,2%
Outras
1.036
• Despesas de vendas: ficou estável; apesar do decréscimo no volume total vendido no mercado interno,
houve elevação dos volumes individuais de gasolina e diesel.
• Gerais e Adm.: maiores gastos com pessoal devido aumento da força de trabalho e ao acordo coletivo ;
• Custos Exploratórios: baixa de poços secos/sub-comerciais e atualização da provisão para abandono de
área.
8

10. EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (4T06 VS 3T06)
Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
1.779 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.823
10.313 3.748
776 363 365
796 7.409
3º Tri - 06 Lucro Efeito Preço na Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume Despesas 4º Tri - 06 Lucro
Operac. Receita Médio no CPV na Receita no CPV Operac. Operac.
O resultado operacional do E&P, 4T06, foi afetado particularmente pelo decréscimo nos
preços do petróleo no mercado internacional.
9

11. EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (4T06 VS 3T06)
Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
326 319
4.191 141 2.315
634
1.533 3.557
3º Tri - 06 Lucro Efeito Líquido Efeito Volume Efeito Volume Despesas 4º Tri - 06 Lucro
Operac. na Receita no CPV Operac. Operac.
Efeito Preço Efeito Custo
na Receita Médio no CPV
• O efeito da queda do PMR reduziu a receita do Abast em R$ 3.557 milhões;
• Os efeitos da queda de preços de transferência do E&P para o Abast e dos menores custos das operações offshore
contribuíram para redução do custo médio (R$ 4.191 milhões).
• O efeito líquido de R$ 634 milhões reflete a utilização da realização de estoque formado a custos mais elevados no
trimestre anterior.
10

12. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (4T06 VS 3T06)
1.779 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.823
7.085 2.322
370 43
828 361
63 5.200
640
3T06 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin., Não Impostos Part. acionistas Part. 4T06 LL
Oper., Outros e não control. Empregados
Eq. Pat.
• Redução do lucro no 4T06 deveu-se, principalmente, aos menores preços médios de realização das
exportações e dos derivados no mercado interno;
• A realização de estoque formado a custos mais elevados no trimestre anterior (critério de custo médio)
impediu uma queda mais acentuada do CPV.
11

13. CONTRIBUIÇÃO DAS ÁREAS DE NEGÓCIO PARA O LUCRO OPERACIONAL
10.609 2.904 4T05 vs. 3T05 (R$ milhões)
327 45
782 542 377 21 7.829
3T06 Luc. E&P Abast. G&E Distr. Inter. Corp. Elim. 4T06 Luc.
Oper. Oper.
Internacional: queda principalmente devido: G&E: melhoria em relação ao 3T06 em decorrência de:
• Redução das cotações internacionais do petróleo; • Aumento no lucro bruto, em função das melhores
• Menor volume comercializado na Argentina (greve dos petroleiros margens na comercialização de energia;
privados); • Reconhecimento da perda no trimestre anterior
• Menor volume vendido na Bolívia (reparo complementar no duto decorrente do encerramento do contrato de hedge
de San Antonio); para redução da volatilidade de preços do gás natural.
• Baixa de poços nos EUA, e gastos com sísmica na Arg. e EUA;
12

14. EXPORTAÇÃO LÍQUIDA DE PETRÓLEO E DERIVADOS
Superávit Físico de 128 mil bpd no 4T06 e 93 mil bpd no ano
Exportação (mil barris/dia) Importação (mil barris/dia)
669 559 540
581 548 576
523 532 109
488 459 510
215 446 442
118 137 132
409 246 221 94 115 88
260 270 281
228
450
454 370 408
352 344 354 373
335 355
263 262 267
181
2004 2005 2006 1T06 2T06 3T06 4T06 2004 2005 2006 1T06 2T06 3T06 4T06
Petróleo Derivados
• O declínio da participação do óleo nacional na carga processada (devido às vantagens comerciais de
processar maior quantidade de óleo leve, reduzindo a produção de óleo combustível) permitiu a elevação das
exportações de petróleo pesado e a diminuição das exportações de óleo combustível;
• Em contrapartida houve elevação das importações de óleo leve e estabilidade na importação de derivados.
2006 inclui exportações em andamento 13

15. Distribuição do Caixa e Aplicações Financeiras (R$ milhões)
1.600
25.000
1.200
15.000 800
Caixa
400
5.000
0
'jun/05 'set/05 'dez/05 'mar/06 'jun/06 'set/06 'dez/06
(5.000)
Var. Cambial* Δ-5,5% Δ5,3% Δ-7,2% Δ-0,4% Δ0,5% Δ-1,7% (400)
(15.000) Caixa
Fundos de Inv. DI / Tit. Públicos (800)
Fundos de Inv. Cambial/ Exclusivos Cambial
No exterior
(25.000) Receita Financeira (1.200)
• Receita financeira reflete a posição do caixa indexada ao dólar como forma
de hedge ao endividamento e aos custos dolarizados.
* Dólar final de período 14

16. ESTRUTURA DE CAPITAL
Índices de Endividamento da Petrobras
37%
R$ milhões 31/12/2006 31/12/2005
32% Endividamento de
(1) 13.074 11.116
28% Curto Prazo
26% 27%
26% Endividamento de
24% (1) 33.531 37.126
28% Longo Prazo
20% 20%
19% Endividamento Total 46.605 48.242
23% 18%
17%
16%
19% Caixa e Aplic.
27.829 23.417
Financeiras
Endividamento
mar/05 jun/05 set/05 dez/05 mar/06 jun/06 set/06 dez/06 (2) 18.776 24.825
Líquido
End. Líq./Cap. Líq. End. CP/End. Total
Queda no endividamento total e líquido:
Forte geração de caixa operacional vem possibilitando a redução da
dívida (recompra de títulos) e aumento do saldo de caixa
(1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 2.540 em 31.12.2006 e R$ 3.300 em 31.12.2005).
(2) Endividamento Total – Disponibilidades
15

17. DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA - CONSOLIDADO
R$ milhões
4T06 3T06
(=) Caixa Gerado pelas Atividades Operacionais 13.244 10.209
(-) Caixa Utilizado em Atividades de Investimento (12.061) (8.341)
(=) Fluxo de Caixa Livre 1.183 1.868
(-) Caixa Utilizado em Atividades de Financiamento 2.127 (62)
Financiamentos 2.128 (60)
Dividendos (1) (2)
(=) Geração de Caixa no Período 3.310 1.806
Caixa no Início do Período 24.519 22.713
Caixa no Final do Período 27.829 24.519
Elevação de R$ 3,3 bilhões no caixa no trimestre.
16

18. INVESTIMENTOS
2006 % 2005 % %
Investimentos Diretos 29.769 90 22.927 89 30
Exploração e produção 15.314 51 13.934 54 10
Abastecimento 4.181 13 3.286 13 27
Gás e Energia 1.566 5 1.527 6 3
Internacional 7.161 17 3.153 12 127
Distribuição 642 2 495 2 30
Corporativo 905 2 532 2 70
Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 3.507 9 2.385 10 47
Empreendimentos em Negociação 409 1 311 1 32
Projetos Estruturados 1 - 87 - -
Total de investimentos 33.686 100 25.710 100 31
Investindo prioritariamente no desenvolvimento da capacidade de produção de petróleo e gás natural,
através de investimentos próprios e da estruturação de empreendimentos com parceiros.
17

19. CUSTOS DE EXTRAÇÃO SEM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL
Δ = 9% ou US$ 0,60
7,24
6,32 6,64
US$/bbl 6,07 6,12
4T 05 1T06 2T06 3T06 4T06
PRINCIPAIS CAUSAS
Maiores gastos com:
• Utilização de sondas;
• Serviços e materiais para manutenções;
• Reparos e intervenções em poços;
• Gastos com pessoal em função reajuste salarial;
• Custos unitários iniciais mais elevados dos projetos da FPSO-Capixaba em Golfinho e P-34 em Jubarte,
que tenderão a reduzir com aumento da produção.
18

20. CUSTOS DE EXTRAÇÃO COM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL
26
61,5 61,8
69,6 59,7
56,9 69,5 60
51,6
47,5 18,1 17,6
17,3 17,5
16,1
16 38,2 15,2
40
US$/boe
13,6 13,9
28,8
24,8 64% 11,5 59% 10,4
10,7
10,0 64% 11,0 65% 11,4
8,5 7,7 59% 8,4 9,7
20
7,0
6,4
6 5,1
4,0 57%
6,0 6,1 6,3 6,1 6,6 7,2
4,3 5,4 5,4 0
3,0 3,4
2002 2003 2004 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06
-4 -20
Lifting Cost Participação Gov. Brent
Menor participação governamental no trimestre em função da diminuição dos preços médios de
referência do petróleo nacional, atrelados às cotações internacionais.
19

21. CUSTOS DE REFINO NO BRASIL (US$bbl)
Δ = 9% ou US$ 0,23
2,71
2,48
2,03 2,07
1,90
4T 05 1T 06 2T 06 3T 06 4T 06
Aumento de 9% no 4T06 em relação ao período anterior refletindo o aumento dos gastos com
pessoal em função do Acordo Coletivo de Trabalho 2006/2007 e das paradas programadas.
20

22. COMPARAÇÃO DE LUCRO LÍQUIDO 3T06 Vs 4T06 E 2006 Vs 2005
A Petrobras obteve o maior crescimento anual entre as majors...
US$ bilhões 2005 2006 2006/ 2005
Petrobras* 9,74 11,92 22,3%
Chevron 14,10 17,14 21,6%
ConocoPhillips 13,53 15,55 14,9%
Exxon 36,13 39,50 9,3%
Shell 25,31 25,44 0,5%
BP 22,34 22,00 -1,5%
Média 11,2%
...mas no entanto teve seus resultados do 4T06 afetados pela queda do preço do Brent.
US$ bilhões 3T06 4T06 4T06/3T06
Exxon 10,49 10,25 -2,3%
Shell 5,94 5,28 -11,1%
ConocoPhillips 3,88 3,20 -17,5%
Chevron 5,02 3,77 -24,8%
Petrobras* 3,26 2,42 -25,8%
BP 6,23 2,88 -53,8%
Média -22,5%
Fonte: Evaluate Energy
* Resultados Petrobras convertidos pelos dólares médios dos períodos em questão
21

23. SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
Visite nosso website: www.petrobras.com.br/ri
Para mais informações favor contactar:
Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Departamento de Relacionamento com Investidores
Raul Adalberto de Campos– 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
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