APIMECResultados 2006 &

Perspectivas

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 TOTAL DE ÓLEO, LGN E GÁS NATURAL

mil boed

2.256

2.301

2.2732.278

2.334

4T05 1T06 2T06 3T06 4T06

= 3,5% = 1,4%

• 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.

4

US$ 10,98 bbl

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

PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P

48,70

58,6958,20

53,69

46,05

54,24

43,04

37,4835,11

61,53

44,00

47,83

51,59

56,9

61,75

69,62 69,49

59,68

56,08

66,0764,74

57,59

52,7

56,39

49,33

44,1939,70

4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06

Preço médio de venda Brent (média) Cesta OPEP

US$/bbl 2005 2006

Preço Médio de Venda 45,42 54,71 20,45%

Brent (Média) 54,38 65,14 19,79%

Spread 8,96 10,43 -

US

$/b

bl

5

10.313 3.748

776796

363 3657.409

3º Tri - 06 LucroOperac.

Efeito Preço naReceita

Efeito Custo Médiono CPV

Efeito Volume naReceita

Efeito Volume noCPV

Despesas Operac. 4º Tri - 06 LucroOperac.

1.8231.779

EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (4T06 VS 3T06)

Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões

Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)

O resultado operacional do E&P, 4T06, foi afetado particularmente pelo decréscimo nos preços do petróleo no mercado internacional.

6

72,28

69,49

81,83

3T06Média

68,81

59,68

70,59

4T06Média

4T05Média

68,90

56,90

72,90

PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR

No 4T06 nossos preços estiveram em linha com os preços praticados no mercado Americano. Após o verão Americano os preços internacionais tenderam à baixa.

US$/bbl 2005 2006

PMR Brasil 58,58 70,92 21,07%

Brent (Média) 54,38 65,14 19,79%

PMR EUA 65,14 75,52 15,93%

7

1.533 3.557

326634

2.315319

141

3º Tri - 06 LucroOperac.

Efeito Líquido Efeito Volumeno CPV

DespesasOperac.

4º Tri - 06 LucroOperac.

EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (4T06 VS 3T06)

Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita

Efeito Custo Médio no CPV

4.191

• 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.

Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões

8

7.085

10.609

13.218

27.066

43.363

5.200

7.829

10.594

26.696

41.041

Lucro Líquido

Lucro Operacional

EBITDA

CPV

Receita Líquida

3T 06 4T 06

-1,4%

- 19,9%

- 26,2%

R$

milh

ões

- 26,6%

- 5,4%

DEMONSTRATIVO DE RESULTADO 4T06 VS 3T06

• 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.

9

7.085 2.322

370828

640361 43

5.20063

3T06 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin.,Não Oper.,

Outros e Eq.Pat.

Impostos Part.acionistas

não control.

Part.Empregados

4T06 LL

1.8231.779

EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (4T06 VS 3T06)

Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)

• 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.

10

65%64% 64%

59%

59%

57%

CUSTOS DE EXTRAÇÃO COM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL

Menor participação governamental no trimestre em função da diminuição dos preços médios de referência do petróleo nacional, atrelados às cotações internacionais.

11

2,712,48

2,071,90

2,03

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 compessoal em função do Acordo Coletivo de Trabalho 2006/2007 e das paradas programadas.

CUSTOS DE REFINO NO BRASIL (US$bbl)

= 9% ou US$ 0,23

12

2006 2005 % 4T06 3T06 %

Diesel 672 665 1 701 693 1Gasolina 308 287 7 317 315 1Óleo combustível 100 99 1 103 107 (4)Nafta 165 157 5 160 169 (5)GLP 201 213 (6) 204 208 (2)QAV 64 67 (4) 65 60 8Outros 187 156 20 157 194 (19)Total derivados 1.697 1.644 3 1.707 1.746 (2)Álcoois, Nitrogenados e outros 24 28 (14) 20 35 (43)Gás natural 243 228 7 252 250 1Total mercado interno 1.964 1.900 3 1.979 2.031 (3)Total mercado externo 1.084 908 19 1.272 1.085 17

Total geral 3.048 2.808 9 3.251 3.116 4

VOLUME DE VENDAS

• Volume de vendas no mercado interno em 2006 superior em 3% devido principalmente à: • Gasolina (7%): crescimento da frota, redução do teor do álcool na gasolina, à recuperação da massa salarial do consumidor e à perda de competitividade do álcool (carros flexfuel);• Nafta (5%): maior disponibilidade de nafta no sistema Petrobras associado aos preços mais atrativos em relação aos praticados no mercado internacional;• Gás Natural (7%): substituição ao óleo combustível na atividade industrial e intensificação do uso do gás natural veicular;

• No mercado externo aumento nas vendas devido ao incremento das operações off-shore e da inclusão das vendas das empresas adquiridas em 2006

13

354 373 408344

132115

13788

1T06 2T06 3T06 4T06

263335

181

228

246260

2004 2005 2006

Petróleo Derivados

EXPORTAÇÃO LÍQUIDA DE PETRÓLEO E DERIVADOS

Importação (mil barris/dia)Exportação (mil barris/dia)

2006 inclui exportações em andamento

• 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.

267355

454

262

215

270221

281

1T06 2T06 3T06 4T06

442459

Superávit Físico de 128 mil bpd no 4T06 e 93 mil bpd no ano

510

669 540

409

523581 576548532

352 370450

109

11894

2004 2005 2006

488446

559

14

R$ milhões 31/12/2006 31/12/2005Endividamento de

Curto Prazo (1) 13.074 11.116

Endividamento de

Longo Prazo (1) 33.531 37.126

Endividamento Total 46.605 48.242

Caixa e Aplic. Financeiras

27.829 23.417

Endividamento

Líquido (2) 18.776 24.825

(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

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

ESTRUTURA DE CAPITAL

Índices de Endividamento da Petrobras

15

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

INVESTIMENTOS

Investindo prioritariamente no desenvolvimento da capacidade de produção de petróleo e gás natural, através de investimentos próprios e da estruturação de empreendimentos com parceiros.

16

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/ 2005Petrobras* 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 4T06/3T06Exxon 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

17

Desenvolvimentos recentes

18

1.919

1.778

1.700

1.750

1.800

1.850

1.900

1.950

2.000

dez/06 jan/07 fev/07 mar/07 abr/07 mai/07 jun/07 jul/07 ago/07 set/07 out/07 nov/07 dez/07

Th

ou

sa

nd

bp

d

FPSO RJEspadarte

100.000 bpdJan07

SSPPiranema

20.000 bpdMaio07

P-52 Roncador180.000

bpdDez07

Cidade VitóriaGolfinho

100.000 bpdMaio07

P-54 Roncador180.000 bpd

Out07

Capacidade adicional = 580 mil bpd

Crescimento da produção = 8%

Principais projetos no E&P Brasil em 2007

• Campo de Manati iniciou produção em fevereiro de 2007 com capacidade de 2 milhões de metros cúbicos por dia e deverá atingir 6 milhões de metros cúbicos por dia ao final de 2007.

19

• Revisão dos projetos da P-55 e P-57:

• Suspensão das licitações, menor preço acima da estimativa da Companhia. Em estudo:

• Redução da capacidade (atualmente de 180 mil bpd);

• Mudanças nas especificações; • Adaptação de um casco de um

petroleiro existente (a ser adquirido no mercado – P-57).

Custos de upstream: Capex & Opex

• Evidência de inflexibilidade de certos custos relativos à indústria: recursos humanos, serviços especializados de E&P, produtos químicos etc. • Consolidação das Cias fornecedoras de equipamentos (em especial de perfuração) não deverá afetar bruscamente os custos no curto prazo, uma vez que a Petrobras utiliza contratos de longo prazo e frota própria.• Parte dos custos operacionais apresenta forte correlação com os preços do petróleo, portanto uma queda de preço acarretaria impacto positivo no custo de extração, principalmente em relação à participação governamental.

20

Desenvolvimentos recentes em Downstream

• As refinarias no Brasil processaram 1.899.200 bpd em 27 de fevereiro – novo recorde da Petrobras

• Dois projetos terão início em 2007 na REDUC: uma unidade de coqueamento retardado de 5.000 m3/dia e uma planta de coqueamento de NAFTA de 2.000 m3/dia. => Investimentos em elevação da conversão de óleo pesado.

• Iniciando a construção de planta de polipropileno na Petroquímica de Paulínia. Investimento total de R$ 300 milhões, com operações esperadas para 3T08. => Investimentos petroquímica em sinergia com o refino; aproveitamento do gás de refinaria.

21

Brasil35%

ÁLCOOL: O potencial de expansão da produção mundial é enorme

América do Norte e Central

37%

América do Sul

38%Ásia

16,2%

Europa

9,8%

Distribuição atual do consumo mundial

Mercado global de etanol é de 46,5 bilhões de litrosEtanol como combustível é de 30,6 bilhões de litros ou 67% do total produzido

Atualmente o consumo de etanol equivale a 2,6% do mercado de gasolinaElevando a participação do etanol para 10% da gasolina representará118 bilhões de litros (mais de 2 milhões de barris por dia)

20

22

ÁLCOOL: Petrobras participará da cadeia logística de exportação

Terminal marítimo do Rio de Janeiro

Terminal marítimo São Paulo

Novo alcoolduto (800 km)

Novo canal de escoamento de etanol

Exportação de etanol

3,5 milhões de m3 em 2012

• Novo Alcoolduto passando por Goiás, Minas e São Paulo e chegando ao terminal de São Sebastião (SP) e da Ilha D’água (RJ),

• O projeto da Petrobras, juntamente com Mitsui e Camargo Correa, é totalmente destinado à exportação, procurando suprir o potencial de demanda no exterior

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Infra-estrutura de gás natural• Financiamento do Gasene – duas operações de financiamento (BNDES)

totalizando R$ 1,36 bilhão, através da Transportadora Gasene S.A., responsável pelo projeto.

1. R$ 1,05 bilhão será aplicado na aquisição de dutos para o segmento GASCAC (940 km), que ligará Cacimbas (ES) a Catu (BA). Investimento total estimado em R$ 3,5 bilhões.

2. R$ 312 milhões serão destinados ao segmento GASCAV (300 km), conectando Cabiúnas (RJ) a Vitória (ES). Investimento total estimado em R$ 1,5 bilhão.

• Testes da capacidade de geração simultânea das termelétricas à gás indicaram uma disponibilidade de até 1.363 MW (geração própria no S/SE/CO).

• Gás adicional para geração de energia estará disponível na medida em que a Petrobras desenvolver produção adicional de gás => mesmo tempo em que sua capacidade ociosa for sendo contratada.

Termelétricas à gás

24

Consolidando posiçãoEstados Unidos da América

• Mineral Management Service (MMS) aprovou o plano conceitual de desenvolvimento dos campos de Cascade e Chinook no Golfo do México (GoM). Petrobras propôs 6 novas tecnologias no GoM, incluindo uma FPSO com torre desconectável.

• Produção iniciada em Cottonwood, alcançando 25 mil boed depois que um segundo poço for conectado em Março de 2007.

Bolívia

• Petrobras e YPFB selaram acordo sobre o gás importado• Sem alteração no volume• Sem alteração no preço do gás natural• Petrobras pagará preços internacionais pelas frações

líquidas de hidrocarbono presentes no gás (etano, butano, propano e gasolina natural). A YPFB passa a ter obrigação de entregar tais frações nobres

25

Eventos Recentes: Corporativo e Financeiro

Dividendos

• R$ 7.897 milhões (R$ 1,80 por ação, R$ 7,20 por ADR)

• Inclui JCP (R$ 6.361 milhões - R$ 1,45 por ação),

• R$ 4.387 milhões pagos em jan/2007 e R$ 1.974 milhões em mar/2007.

Recompra de ações

• Conselho da Administração aprovou Programa de Recompra de Ações Preferenciais para cancelamento futuro.

Oferta de troca de títulos

• Propostas recebidas e aceitas totalizando US$ 399.053 mil (valor de face) para as cinco séries de títulos (PIFCO).Investment Grade

• Standard & Poor’s elevou a Petrobras ao grau de investimento BBB – classificação de crédito de longo prazo em moeda local e estrangeira.

26

SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTASVisite nosso website: www.petrobras.com.br/ri

Para mais informações favor contactar:Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS

Departamento de Relacionamento com InvestidoresRaul Adalberto de Campos– Gerente Executivo

E-mail: petroinvest@petrobras.com.brAv. República do Chile, 65 – 22o andar

20031-912 – Rio de Janeiro, RJ(55-21) 3224-1510 / 3224-9947

27

1.036

262

531

1.459

1.546

1.059

356

818

1.728

1.550

Outras

Tributárias

Custos Exploratórios

Gerais e Admin.

Despesas de Vendas

3T06 4T06

18,4%

54,0%

2,2%

0,3%

ANÁLISE DAS DESPESAS OPERACIONAIS 4T06 VS 3T06

R$

milh

ões

• 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.

35,9%

28

10.609 2.904

782327 45

542 377 21 7.829

3T06 Luc.Oper.

E&P Abast. G&E Distr. Inter. Corp. Elim. 4T06 Luc.Oper.

CONTRIBUIÇÃO DAS ÁREAS DE NEGÓCIO PARA O LUCRO OPERACIONAL

4T05 vs. 3T05 (R$ milhões)

G&E: melhoria em relação ao 3T06 em decorrência de:• Aumento no lucro bruto, em função das melhores

margens na comercialização de energia;• Reconhecimento da perda no trimestre anterior

decorrente do encerramento do contrato de hedge para redução da volatilidade de preços do gás natural.

Internacional: queda principalmente devido:• Redução das cotações internacionais do petróleo;• Menor volume comercializado na Argentina (greve dos petroleiros

privados); • Menor volume vendido na Bolívia (reparo complementar no duto

de San Antonio); • Baixa de poços nos EUA, e gastos com sísmica na Arg. e EUA;

29

Comperj (Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro)

• Recebimento de certificado de propriedade de terra para instalação do Complexo, 45 milhões de metros quadrados;

• Assinatura de acordo com Embrapa para desenvolvimento de cinturão verde ao redor do Comperj;

• Estudos básicos de engenharia já em andamento;• Desenvolvimento de nova tecnologia (FCC) para processar grandes volumes

de propano, eteno e aromáticos a partir do petróleo pesado.Complexo Petroquímico Suape

• Consiste em duas unidades:• PTA (“purified terephthalic acid”) usado na produção de PET, com

operações previstas para 4T08; • POY (“polyester yarns”), com operações previstas para 2010.

• Petrobras detém 50% da unidade de PTA e 40% de POY;• Investimentos total de R$ 800 milhões.

Petroquímica

30

Construção de plantas de biodiesel

BA

MG

CE

Montes Claros

Quixadá

Semi-árido

Três Projetos em curso

Capacidade: 171 mil m3/ano (~1 milhão bpa)

Investimentos: ~ US$ 60 milhões

Geração de postos de trabalho Construção: 1.200 diretos e 400 indiretosOperação: 105 diretosProdução de matéria prima: 70.000 famílias

Início: 4T07

InsumosAgricultura familiar: mamona, algodão e palmeiras.Complementarmente: soja.

Todo biodiesel da Petrobras possui certificação social

Candeias

31

H-Bio – Tecnologia de uso complementar do óleo vegetal, patenteada pela Petrobras

Fontes: Abiove e Petrobras

2007

2008

• H-BIO em 4 refinarias – usando até 256 mil m3/ano de óleo vegetal• 9,1% do total de óleo de soja exportado• Equivalente a 15% da importação de diesel

• H-BIO em 5 refinarias – usando até 425 mil m3/ano de óleo vegetal • 15,1 % do total de óleo de soja exportado• Equivalente a 25% da importação de diesel

Principais vantagens:

• Ausência de emissões

• Logística simples

• Melhora a qualidade do diesel

• Fonte flexível de óleo vegetal

32

Orçamento anterior para 2007R$ 47.457 milhões

R$ 23.463 - 49%

R$ 9.872 - 21%

R$ 7.061 - 15%

R$ 4.631 - 10%

R$ 1.477 - 3%R$ 953 - 2%

E&P

Abastecimento

G&E

Internacional

Corporativo

Distribuição

Revisão do Capex

• Atualização do PLANGAS para aproveitar oportunidades no mercado de gás natural• 45% da revisão (R$ 3.328 milhões de R$ 7.542 milhões) se deve a projetos do PLANGAS

Orçamento atual para 2007R$ 54.998 milhões

R$ 10.239 - 19%

R$ 25.859 - 47%

R$ 7.074 - 13%

R$ 9.522 - 17%

R$ 1.493 - 3%R$ 811 - 1%

33

Renegociação do Plano de Pensão Petros

“Para a Petrobras, a proposta de adaptação do modelo de pensão suplementar é fundamental para sua administração, tanto como

instrumento de administração de pessoal, medida em que mantém sua atratividade, como para sua financiabilidade, sua solidez”

• O objetivo de 2/3 de adesão ao Novo Plano foi atingido. O incentivo financeiro, negociado com representantes sindicais como contrapartida para a repactuação, está estimado em R$ 900 milhões e será creditado em março.

• Com a repactuação (adesão) as aposentadorias e pensões passam a ser corrigidas pelo IPCA, sem vínculo com o reajuste salarial dos empregados ativos. Menor probabilidade de déficits atuariais.

• O Plano Petros 2 deverá ser oferecido aos empregados que atualmente não estão cobertos por plano de previdência suplementar patrocinado pela Petrobras.

R$ mil 2006 2005 2004

Valor presente da dívida atuarial 36.867.058 33.756.097 30.548.261

Valor justo dos ativos do plano 27.805.938 24.405.413 21.100.801

Valor presente do déficit 9.061.120 9.350.684 9.447.460