Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 18 de Agosto de 2009

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

2 AVISO As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. Os termos antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Investidores Norte-Americanos: A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados de reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. 2

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

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

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

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

7 BEM-SUCEDIDA POLÍTICA DE PREÇOS DE LONGO PRAZO 2T08 1T09 2T09 2T08 1T09 2T US$/bbl 132,49 107,46 70,53 53,09 77,34 65, R$/bbl 219,26 178,03 163,59 160,79 135,56 122, dez/06 mar/ 07 jun/ 07 set/ 07 dez/07 mar/08 jun/08 set /08 dez/ 08 mar/09 jun/09 0 dez/ 06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/ 08 mar/09 jun/09 PMR EUA PMR Petrobras PMR EUA PMR Petrobras Política de preços mostrou-se adequada no longo prazo; Recuperação do preço do petróleo em conjunto com a redução do preço diesel e da gasolina, em junho/09, fizeram com que as curvas de preço internacional e doméstica se reaproximassem; Mercado interno beneficiado por preço estável no longo prazo. 7

8 OTIMIZAÇÃO DO PARQUE DE REFINO Carga Fresca Processada Produção de Derivados ,0% Diesel Gasolina GLP Nafta QAV OC Outros* Mil barris/dia Mil barris/dia ,9% 37% % 1S/2008 1S/2009 Carga Fresca Processada de Petróleo Importado Carga Fresca Processada de Petróleo Nacional 1S/2008 1S/2009 Contínuo aprimoramento do parque de refino melhorando as margens e a balança comercial; Aumento da participação do diesel na produção total, resultado do Programa de Maximização de Diesel. No semestre a produção nacional de diesel superou a demanda do mercado. * Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados. 8

9 IMPORTAÇÃO EXPANSÃO DO E EXPORTAÇÃO VOLUME DE VENDAS DE PETRÓLEO NO MERCADO E DERIVADOS DOMÉSTICO Gás Natural Derivados Mil boed Mil barris/dia Outros* Óleo Combustível QAV Nafta GLP Gasolina Diesel 2T08 1T09 2T09 2T08 1T09 2T09 Crescimento do volume de vendas de diesel acompanhou a recuperação do PIB e a sazonalidade deste trimestre; Pequena redução na venda de gasolina devido ao aumento da de manda por álcool; Substituição de óleo combustível por gás natural, que apresentou menores preços e maior volume ofertado. * Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados. 9

10 MELHORA EXPRESSIVA NA BALANÇA COMERCIAL 1S08 (mil barris/dia) 1S09 (mil barris/dia) Exportação Importação Exportação Líquida Exportação Importação Exportação Líquida Volume Financeiro (US$ Milhões) - US$ S08 Importações + US$ S09 Exportações Exportação líquida e superávit financeiro resultantes do aumento da produção, aprimoramentos no parque de refino e redução da demanda interna. 10

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

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

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

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

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

16 EFETIVA IMPLANTAÇÃO DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS Investimento no 1S08 R$ 20,9 bilhões Investimento no 1S09 R$ 32,5 bilhões 12% 3% 0,5 2% 2,5 1% 0,2 0,4 2,8 9,7 13% 47% 8% 2% 2% 1% 0,4 0,1 0,4 1,1 0,7 2,6 0,8 0,2 1,0 13% 4,2 1,5 7,1 2,7 14,8 45% 4% 1,1 3,7 8% 2,8d 6,4 18% 20% EBITDA em R$ milhões E&P Abastecimento Corporativo SPE Gás e Energia Internacional Distribuição Emp. em Negociação 1S08 1S09 Estabilidade na geração de caixa possibilita o incremento dos investimentos da Companhia 17

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

18 MANUTENÇÃO DA ROBUSTEZ FINANCEIRA R$ milhões 30/6/ /3/ % 18% 19% 21% 19% 21% 26% 26% 28% Endividamento de Curto Prazo Endividamento de Longo Prazo Endividamento Total Disponibilidades Endividamento Líquido Estrutura de Capital 49% 49% 30/6/ /12/ /6/ /12/ /6/2009 End. Líq./Cap. Líq. US$ milhões 30/6/ /3/2009 Endividamento Total Alavancagem financeira dentro da meta estabelecida no PN e suportando o aumento dos investimentos ocorridos no trimestre; Redução das disponibilidades dado o elevado volume de investimentos no trimestre (R$ milhões) e pagamento de juros sobre capital próprio no valor de R$ milhões. 19

19 SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS Visite nosso website: Para mais informações favor contatar: Petróleo Brasileiro S.A PETROBRAS Relacionamento com Investidores Av. República do Chile, 65 22o andar Rio de Janeiro, RJ (55-21) /

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