1

ALMIR GUILHERME BARBASSA Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

13 de maio de 2009

Teleconferência / WebcastDIVULGAÇÃO 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

2

3

PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL – 1T09 VS 4T08

Mil

bp

d

Produção Nacional Média de Óleo e Gás

Recorde de produção diária de petróleo no Brasil

alcançado em 04/05/2009 2.059.063 barris

2.195 2.2612.120

7%

1T08 4T08 1T09

1.816 1.865 1.952

304 330 309

Petróleo e LGN Gás Natural

• O aumento da produção em 3% foi devido a:

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

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

Niterói, em Marlim Leste;

• Em função da redução de demanda no mercado doméstico, a produção de gás natural reduziu 6%.

Há uma capacidade instalada de produção de 87 mil boed de gás natural adicionais, caso haja

demanda.

3

4

STATUS DAS UNIDADES MAIS RECENTES

P-51P-53 FPSO Cidade de Niterói

PLATAFORMA/CAMPOCAPACIDADE

(mil bpd)

DATA

PRIMEIRO

ÓLEO

MÉDIA 1T09

(mil bpd)

Nº DE POÇOS

INTERLIGADOS

Nº DE POÇOS

PREVISTOS

P-53 / Marlim Leste 180 30/11/2008 53 6 produtores13 produtores e 8

injetores

P-51 / Marlim Sul 180 24/01/2009 34 2 produtores e 2

injetores

10 produtores e 9

injetores

FPSO Cidade de

Niterói / /Marlim

Leste

100 26/02/2009 12 2 produtores

1º poço = 33 kbpd

9 produtores (óleo)

e 1 produtor (gás)

Total 460 - 99 - -

GRANDES PROJETOS A ENTRAR EM OPERAÇÃO EM 2009

MANATI

expansão

5

PARQUE DAS CONCHAS

CAMPO CAPACIDADEDATA DA ENTRADA EM

OPERAÇÃOPARTICIPAÇÃO DA

PETROBRAS

Frade¹ 100 mil bpd 2T09 30%

Parque das Conchas² 100 mil bpd 3T09 35%

FRADE

FPSO FradeFPSO Espírito Santo

¹ Operado pela Chevron

² Operado pela Shell

LDA: 2.200m

FPSO BW Cidade

de São Vicente

6

DESAFIOS E OBJETIVOS: DESENVOLVIMENTO DE TUPI

RELOCAÇÃO DA

LINHAETAPA 2

POÇO P1

6 MESES

ETAPA 1

POÇO 3-RJS-646

6 MESES

ETAPA 3

POÇO 3-RJS-646

3 MESES

PERFURAR

POÇO P1

Desafios:

•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

Teste de Longa Duração

Capacidade: 30.000 bpd

Duração: 15 meses

API: 28-30o

Principais Informações a serem coletadas:

•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). 6

77

PRINCIPAIS DESCOBERTAS NA REGIÃO DO PÓS-SAL *

Data Bloco/Campo Participação Fluidos Lâminad`água (m)

Maio-09 BM-S-48Panoramix

BR(35%), Repsol(40%),Vale(12,5%), Voodside(12,5%)

Gás e Condensado 161

Nov-2008 BM-J-3Jequitinhonha

BR (60%), STATOIL (40%) Óleo 2.354

Set-2008 BM-S-40/Sidon BR (100%) Óleo leve 274

Julho-2008 Golfinho BR (100%) Óleo leve 1.374

Maio-2008 BM-S-40/Tiro BR (100%) Óleo leve 235

Dez-2007 BM-ES-5Camarupim

BR (65%), EL PASO (35%) Gás e Condensado 708

Maio-2007 BM-ES-5Camarupim

BR (65%), EL PASO (35%) Gás e Condensado 763

Mar-2007 BC-60/Caxaréu BR (100%) Óleo leve 1.011

* 2007 a 2009

8

PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P (US$ por barril)

47,79

57,0464,42

76,7586,13

105,46

100,58

47,95

32,23

44,40

57,75

68,7674,87

88,69

96,9

121,37

114,78

54,91

1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09

Preço médio de venda Brent (média)

Média 4T08

Média 1T09

• O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido e a cotação média do Brent

aumentou de US$ 6,96/bbl no 4T-2008, para US$ 12,17 no 1T-2009.

9

LIFTING COST NO BRASIL

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$) Par. Gov (R$)

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$/barril R$/barril

24,82

31,08 30,27

18,11

43,20

51,1454,40

41,48

14,69

34,24

• O Custo de Extração com Participações Governamentais, em Reais e Dólar, vem apresentando

queda desde o 3T08, acompanhando a trajetória do preço de petróleo;

• 3 novas unidades recentemente instaladas (que produzem 25% da capacidade) contribuíram para

que custo fosse mais elevado, além da redução de 6% na produção de gás natural.

10

PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR

10

US$/bbl R$/bbl

0

20

40

60

80

100

120

140

160

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

PMR EUA PMR Petrobras

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

71,64

161,89

77,40 176,48

163,59

123,7270,53

53,48

4T08 1T09 4T08 1T091T081T08

104,79

93,90

181,83

163,07

• O preço médio de realização dos derivados em reais apresentou leve queda no período refletindo a

cotação dos preços internacionais;

• Preços no mercado internacional seguem voláteis:

• O Brent já acumula alta de 15% nos últimos 10 dias;

• A Gasolina USGC já acumula alta de 17% nos últimos 10 dias.

11

297 303

198 195

167 152

75 76

166128

658702

9798

1T08 1T09

Outros*

Óleo Combustível

QAV

Nafta

GLP

Gasolina

DieselMil

ba

rris

/dia

IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS

O redução de 6% do volume de vendas do diesel devido a:

Redução de vendas para térmicas;

Aumento do percentual do biodiesel de 2% para 3%;

Retração da produção industrial.

Aumento de 2% na venda de gasolina, devido ao crescimento expressivo da frota de veículos.

Queda de 29% do volume de vendas de gás natural, devido a:

Redução do consumo do mercado não-térmico (desaceleração econômica/troca por OC);

Retração da demanda térmica (maiores níveis dos reservatórios do Sudeste).

VOLUME DE VENDAS NO MERCADO DOMÉSTICO - DERIVADOS E GÁS NATURAL

215

302

1T08 1T09

1.6091.703

* Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados. Maiores reduções no

comparativo 1T09 vs 1T08 foram em lubrificantes e outros gases e derivados.

Mil

bo

ed

DerivadosGás Natural

12

Mil

barr

is/d

iaIMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS

314 352

259228

Exportação Importação Importação Líquida

573 580

(7)

451 426

215

140

Exportação Importação Exportação Líquida

666

566

100

Déficit Financeiro 1TRIMESTRE 2008

US$ 775 Milhões

Exportações líquidas positivas impulsionadas pelo aumento da produção nacional;

Déficit financeiro resultante do spread leve x pesado entre os produtos exportados (pesados)e importados (leves);

Investimentos em refino para maximizar o processamento de óleo nacional e capturar estamargem.

Déficit Financeiro 1TRIMESTRE 2009

US$ 150 Milhões

IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS

13

EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08

3.257

11.801

4.703 (9.541)

10.220

4T08

Lucro OperacionalReceita CPV

Despesas

Operacionais

• Menor Receita Operacional Líquida em função do menor volume de vendas e do menor preço;

• Menor Custo do Produto Vendido reflete menores custos com importação de óleos e derivados e

queda da participação governamental;

• Redução das despesas operacionais em função da não-ocorrência de provisões para perda no valor

recuperável de ativos e de ajustes no valor dos estoques ocorridas no 4T08;

• Redução de itens recorrentes nas despesas de vendas (redução de fretes) e gerais e administrativas

(redução nos gastos com consultorias e processamento de dados).

1T09

Lucro Operacional

14

EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08

6.189

735

5.517 (3.254)

(1.081)

(2.290)

5.816

4T08LL 1T09LLResultado

FinanceiroImpostos

Part. Acion.

Não Control.

• Piora do resultado financeiro devido à perda cambial no 1T09 (- R$ 298) em comparação com o

ganho do 4T08 (+ R$ 2.258); e ausência de ganho com hedge ocorrido no 4T08 (R$ 620);

• Part. Invest. Relevantes impactada pela provisão para a aquisição de Pasadena (R$ 341);

•Maior imposto de renda em função da ausência de benefício fiscal pelo provisionamento de JCP

ocorrido no 4T08 e maior lucro;

• Aumento das participações de acionistas não controladores devido ao resultado negativo das

SPEs no 4T08, decorrente do efeito cambial em suas dívidas.

Part. Invest.

Relevantes

Lucro

Operacional

15

EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08)

4º Tri - 2008

Lucro Operac.Efeito Preço

na Receita

Efeito Volume na

Receita

Despesas

Operacionais

1º Tri – 2009

Lucro Operac.Efeito Custo

médio no CPV

15

• Queda do preço do petróleo nacional (US$ 47 no 4T08 para US$ 32 no 1T09);

• Redução dos volumes vendidos devido a formação de estoques;

• Redução do lifting cost e participações governamentais contribuíram para a diminuição do CPV;

• Redução das despesas operacionais devido à provisão para perda estimada na recuperação de

ativos ocorrida no 4T08.

7.818 5.839

1.675 1.909

889

591 3.693

Efeito Volume no

CPV

16

ABASTECIMENTO - EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08)

16

4º Tri - 2008

Prejuízo Operac.

1º Tri - 2009

Lucro Operac

• Manutenção da política de preços manteve o PMR relativamente estável em um ambiente de

redução dos preços internacionais;

• Menores custos de retenção de estoques e menores custos de aquisição do óleo explicam forte

redução do CPV do Abastecimento;

• O efeito líquido da redução de vendas tem impacto mínimo sobre o resultado.

Efeito Preço

na Receita

Efeito Volume na

Receita

Despesas

OperacionaisEfeito Custo

médio no CPVEfeito Volume

no CPV

(1.397) 3.827

2.652

11.925

2.555 511 7.115

17

GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (1T09 VS 4T08)

17

Gá

s &

en

erg

iaIn

tern

ac

ion

al

Dis

trib

uiç

ão

• Melhora no resultado operacional devido a redução dos custo de

aquisição de energia e de importação de gás natural;

• Parcialmente compensados pela redução nos volumes vendidos.

• Produção crescente na Nigéria (Agbami e Akpo);

• Redução de custos exploratórios;

• Ausência de provisão para perda com recuperação de ativos e menor

provisão para desvalorização de estoques em relação ao 4T08.

Resultado Operacional:1T09

(R$ 99 milhões)4T08

(R$ 235 milhões)VS.

Resultado Operacional:1T09

R$ 25 milhões4T08

(R$ 2.243 milhões)VS.

Resultado Operacional:1T09

R$ 386 milhões4T08

R$ 379 milhõesVS.

• Menores margens de comercialização em função dos menores

preços de realização dos derivados;

• Atenuado pela redução das despesas com vendas, gerais e

administrativas;

•Aumento da participação no mercado de distribuição.

18

INVESTIMENTOS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO

Abastecimento

E&P

Gás e Energia

Internacional

Corporativo

Distribuição

Outros

13.423 14.183

1T09 1T08

EBITDA (R$ milhões)

• Manutenção da

forte geração de

caixa possibilita

o incremento dos

investimentos da

Companhia

Investimento no 1T09 – R$ 14,4 bilhões

21%

51%

2%

7%

15%

1% 3%

2,2

3,0

0,1 0,4

7,3

0,4

1,0

20%

2%1%

12%

13%

3%

50%

1,3

1,2 5,1

0,3

2,0

Investimento no 1T08 – R$ 10,2 bilhões

0,10,2

19

R$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008*

Endividamento de Curto

Prazo ¹15.609 13.859

Endividamento de Longo

Prazo 54.698 50.854

Endividamento Total 70.307 64.713

Disponibilidades 19.532 15.889

Endividamento Líquido ² 50.775 48.824

Estrutura de Capital 49% 50%

ESTRUTURA DE CAPITAL

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

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

• Aumento do endividamento ocorreu com a manutenção da robustez dos índices de endividamento 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

*Após ajustes da Lei 11.638/07

² 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.

20

Para mais informações favor contatar:

Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS

Relacionamento com Investidores

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 RESPOSTASVisite nosso website: www.petrobras.com.br/ri