resultados financeiros do 1º trimestre

1

ALMIR GUILHERME BARBASSA Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

11 de maio de 2009

Conferência com a ImprensaDIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS

1o trimestre de 2009(Legislação Societária)

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 – 1T09 VS 1T08

1.816 1.952

304309

1T08 1T09

Petróleo e LGN Gás Natural

Mil

bpd

2.261+7%2.120

Produção Nacional Média de Óleo e Gás

Recorde de produção diária de petróleo no Brasil alcançado em 04/05/2009 2.059.063 barris

3

• O aumento da produção em 7% foi devido a:

• incremento na produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador);

• entrada em operação da P-51 (Marlim Sul), da P-53 ( Marlim Leste) e da FPSO Cidade de Niterói (Marlim Leste).

4

STATUS DAS UNIDADES MAIS RECENTES

P-51P-53 FPSO Cidade de Niterói

* Média mensal

99

12

34

53

MÉDIA 1T09(mil bpd)

9 produtores (óleo) e 1 produtor (gás)

2 produtores1º poço = 33 kbpd

26/02/2009100FPSO Cidade de Niterói / /Marlim Leste

-

24/01/2009

30/11/2008

DATA PRIMEIRO

ÓLEO

-

10 produtores e 9 injetores


Nº DE POÇOS PREVISTOS

-


6 produtores

Nº DE POÇOS INTERLIGADOS

460

180

180

CAPACIDADE(mil bpd)

Total

P-51 / Marlim Sul

P-53 / Marlim Leste

PLATAFORMA/CAMPO

GRANDES PROJETOS A ENTRAR EM OPERAÇÃO EM 2009

MANATIexpansão

5

PARQUE DAS CONCHAS

3T09

2T09

DATA DA ENTRADA EM OPERAÇÃO

35%

30%

PARTICIPAÇÃO DA PETROBRAS

100 mil bpd

100 mil bpd

CAPACIDADE

Parque das Conchas²

Frade¹

CAMPO

FRADE

FPSO FradeFPSO Espírito Santo

¹ Operado pela Chevron² Operado pela Shell

6

PERFURARPOÇO P1

Lâmina d’água: 2.200m

ETAPA 1POÇO 3-RJS-646

6 MESES

6 “ PRODUÇÃO4” SERVIÇO

UEH6“ PRODUÇÃO

4” SERVIÇOUEH

ETAPA 3POÇO 3-RJS-646

3 MESES

RELOCAÇÃO DA LINHA

ETAPA 2POÇO P16 MESES

Teste de Longa Duração:

• Capacidade: 30.000 bpd

• Duração: 15 meses

• API: 28-30 o

FPSO BW Cidade de São Vicente

1º Óleo: 01/05/2009

6

DESAFIOS E OBJETIVOS: DESENVOLVIMENTO DE TUPI

Principais Informações a serem coletadas no TLD:• comportamento dos reservatórios em produção de longo prazo;• movimentação ou drenagem de fluídos durante a produção; • escoamento submarino; • geometria dos poços definitivos (verticais, horizontais e/ou desviados).

• Revestimento de poço especial e risers flexíveis para suportar fluidos agressivos e alta pressão;

• Recuperação suplementar com injeção alternada de água e gás;*

• Reinjeção do CO2 associado aos fluidos produzidos no reservatório;*

• Árvores de natal molhadas em profundidades nunca antes utilizadas no Brasil;*

• Aquisição sísmica de alta resolução em algumas áreas para identificar reservatórios;

• Completação de poços em ambiente com alta pressão.

(*) previstos para o Projeto Piloto em 2010

7

10.220

42.595

(6.595)

(25.780)

46.835

(5.703)

11.616

(29.516)

Lucro Operacional (1)

DespesasOperacionais

CPV

Receita OperacionalLíquida

1T09 1T08

9%

12%

13%

R$

milh

ões

DEMONSTRATIVO DE RESULTADO – 1T09 VS 1T08

• Receita Operacional Líquida com queda em função do menor volume de vendas no mercado interno e menor preço das commodities no mercado internaciona l;

• Menor Custo do Produto Vendido reflexo da queda da participação governamental e menores custos com importação de óleos e derivados em função da reduçã o do preço do petróleo (US$ 97/bbl no 1T08 contra US$ 44/bbl no 1T09);

• Elevação das despesas operacionais, em função do au mento da baixa de poços secos; geologia e geofísica no Brasil; despesas com fretes denominad os em Dólares; aumento do efetivo e reajuste salari al; e provisão para desvalorização dos estoques.

16%

(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos

8

Lucro Líquido afetado por:

• maior Despesa Financeira devido às maiores perdas c ambiais sobre recursos aplicados no exterior;

• redução na Participação em Investimentos Relevantes (R$ 391 milhões).

Compensado pelo menor pagamento de Imposto de Renda e Contribuição Social, devido ao menor lucro para efeito de imposto de renda no 1T09.

R$

milh

ões


7.239

(2.842)

5.816

(342)

(849)

(230)

(236)

(3.931)

1T09 1T08

260%

28%

20%

Despesas Financeiras Líquidas

Participação dos Acionistas não Controladores

Lucro Líquido

Imposto de Renda/Contribuição Social

49%

9

10.220

42.595

(6.595)

(25.780)

52.136

(9.852)

4.703

(37.581)

Lucro Operacional (1)

DespesasOperacionais

CPV

Receita OperacionalLíquida

1T09 4T08

18%

117%

31%

R$

milh

ões


• Menor Receita Operacional Líquida em função do menor volume de vendas (sazonalidade e atividade econômica) e do menor preço das commoditi es no mercado internacional;

• Menor Custo do Produto Vendido reflete queda da par ticipação governamental e menores custos com importação de óleos e derivados (Brent médio: U S$ 55/bbl no 4T08 contra US$ 44/bbl no 1T09);

• Redução das despesas operacionais em função da não- ocorrência de provisões para perda no valor recuperável de ativos de E&P e de ajustes no v alor dos estoques ocorridas no 4T08; menores custos exploratórios; e menores despesas com vendas , gerais e administrativas.

33%

(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos

10

Lucro Líquido afetado por:

• Redução do resultado financeiro (R$ 3.254 milhões) decorrente da perda cambial sobre a utilização de recursos no exterior entre o 4T08 e o 1T09;

• Maior imposto de renda em função da ausência de ben efício fiscal pelo provisionamento de JCP como ocorrido no 4T08 e maior lucro operacional ;

• Aumento das participações de acionistas não control adores (R$ 2.290 milhões) devido aoresultado negativo das SPEs no 4T08, decorrente do e feito cambial em suas dívidas.

R$

milh

ões


6.189

1.948

2.405

(2.842)

5.816

(342)

(849)

(1.761)

1T09 4T08

135%

61%

6%

Participação dos Acionistas não Controladores

Lucro Líquido

118%

Receitas/ Despesas Financeiras Líquidas

Imposto de Renda/Contribuição Social

11

15,16 16,34 17,61 19,09 17,91

28,0434,80 36,79

22,3916,33

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1T08 2T08 3T08 4T08 1T09

Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)

R$/barril

43,2051,14

54,40

41,48

34,24

CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL

• O Custo de Extração com Participações Governamentai s, em Reais e Dólar, vem apresentando queda desde o 3T08, acompanhando a trajetória do preço de petróleo.

8,66 9,88 10,21 8,24 7,82

16,1621,20 20,06

9,87 6,87

96,90

121,37114,78

44,4054,91

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1T08 2T08 3T08 4T08 1T09

0

20

40

60

80

100

120

140

Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent

US$/barril

24,8231,08 30,27

18,1114,69

12

• O preço médio de realização dos derivados manteve-s e estável quando comparado ao mesmo período do ano anterior;

• Preços no mercado internacional seguem voláteis:• Desde 31/03/2009, o Brent já acumula alta de 21% (08 /05/2009).• Desde 31/03/2009, a Gasolina USGC já acumula alta de 24% (08/05/2009).

PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR R

$/bb

l

0

50

100

150

200

250

dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09

PMR EUA PMR Petrobras

161,89

176,48

163,59

123,72

Média4T08

Média1T09

Média1T08

181,83

163,07

13

BALANÇA COMERCIAL

1T09 (mil barris/dia)1T08 (mil barris/dia)

13

5.2 9 5

2 .3 75

4 .52 0

2 .2 2 5

1TRI 08 1TRI 09

Importações Exportações

Volume Financeiro (US$ Milhões)

- US$ 150� Aumento de 44% nas exportações de petróleo,

impulsionado pelo aumento da produção

doméstica;

� Redução de 81% do déficit financeiro;

� Investimentos focados na captura de margem,

através do aumento da capacidade de refino do

óleo produzido no Brasil.

- US$ 775

314 352

259 228

Exportação Importação ExportaçãoLíquida

573 580

- 7

451 426

215140

Exportação Importação ExportaçãoLíquida

666566

100

14

INVESTIMENTOS PREVISTOS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO

Investimento no 1T09 – R$ 14,4 bilhões

18%

3%

2%

1%

3%

13%

14%

46%

E&P

Abastecimento

Gás e Energia

Internacional

Corporativo

Distribuição

SPC

1,4

1,3 4,7

0,3

1,8

20%

2%

2%1%

10%

7%

8%

50%1,5

2,8

0,10,4

0,4

7,1

1,0

1,1

0,4

0,10,2

Investimento no 1T08 – R$ 10,2 bilhões

14.183 13.423

1T08 1T09

EBITDA

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

Emp. em Negociação

15

R$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008* %

Endividamento de Curto Prazo ¹

15.609 13.859 13%

Endividamento de Longo Prazo

54.698 50.854 8%

Endividamento Total 70.307 64.713 9%

Disponibilidades 19.532 15.889 23%

Endividamento Líquido ² 50.775 48.824 4%

Estrutura de Capital 49% 50% -1 pp

ESTRUTURA DE CAPITAL

• Aumento do volume de captações no 1T08 para financ iar o programa de investimentos.

• Captação no mercado internacional (Bonds) de US$ 1, 5 bilhão em fevereiro de 2009.

• Aumento do endividamento ocorreu com a manutenção d a robustez dos índices de investimento e liquidez da Companhia .

26%

19%

19%18%

19%

17%

21%

26%

21%

31/3/2007 30/9/2007 31/3/2008 30/9/2008 31/03/2009*

End. Líq./Cap. Líq.

US$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008* %

Endividamento Total 30.368 27.691 10%

*Após ajustes da Lei 11.638/07² Endividamento Total - Disponibilidades

¹ O montante de dívida de curto prazo é conseqüência da maturação do endividamento de longo prazo. A estratégia de endividamento da companhia é buscar financiamentos condizentes com o prazo de retorno de seus projetos.

16

Petr4 vs. Ibovespa (até 04.05.09)

Evolução das ações e recibos em 2009

143,00

92,42708090

100110120130140150160

31/12 6/1 12

/116

/122

/128

/1 3/2 9/2 13/2

19/2

25/2 3/3 9/3 13/3

19/3

25/3

31/3 6/4 10/4

16/4

22/4

28/4 4/5

Nin

d= 1

00 e

m 3

1.12

.08 PBR US$ Amex Oil

129,33

125,94

9095

100105110115120125130135140

31/12 6/1

12/1 16/1 22/1 28/1 3/2 9/213/2 19/2 25/2 3/3 9/313/3 19/3 25/3 31/3 6/410/4 16/4 22/4 28/4 4/5

Nin

d= 1

00 e

m 3

1.12

.08 PETR4 R$ IBOVESPA

Fonte: Bloomberg

PBR vs. AmexOil (até 04.05.09)

17

Para mais informações favor contatar:

Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS

Relacionamento com Investidores

E-mail: [email protected]

Av. República do Chile, 65 – 22o andar

20031-912 – Rio de Janeiro, RJ

(55-21) 3224-1510 / 3224-9947

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