11

DIVULGADIVULGAÇÇÃO DE RESULTADOSÃO DE RESULTADOS

4º trimestre e exercício de 2009 (legislação societária)

Teleconferência / Webcast

José Sergio Gabrielli de Azevedo Presidente

24 de Março de 2010

22

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. Os valores informados para 2009 em diante são estimativas ou metas.

A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados 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.

Aviso aos Investidores Norte- Americanos:

AVISOAVISO

3

12,056

2,124 2,113

11,969

Pétroleo e LGN Gás Natural

PRODUÇÃO SEGUE TRAJETÓRIA SUSTENTADA DE CRESCIMENTO

Reservas InternacionaisReservas InternacionaisReservas BrasilReservas Brasil

2008 2009

Incorporação:

861 MM boe

Bilhões boe

o 18 anos

de reservas

por

produção

no Brasil, 8 anos

de reserva

por

produção

internacional

o Pré-Sal da Bacia do Espírito Santo contribuiu com reservas de 182 milhões. As descobertas do Pré-Sal da Bacia de Santos estão em avaliação, portanto, ainda não são consideradas reservas provadas.

o Redução das reservas internacionais devido à

proibição de registro das reservas por empresas privadas na Bolívia.

REPOSIREPOSIÇÇÃO DE RESERVAS 2010:ÃO DE RESERVAS 2010:Reservas brasileiras são repostas a 17 anos consecutivosReservas brasileiras são repostas a 17 anos consecutivos

14,093 14,169

Produção: 785 MM boe

0,497 0,493

0,4950,203

Petróleo e LGN Gás Natural

0,9920,696

2008 2009

IRR: 110%R/P: 18 anos

3

4

2.288

224 238

2.176

Nacional Internacional

1.855 1.971

321 317

Petróleo e LGN Gás Natural

PRODUÇÃO SEGUE TRAJETÓRIA SUSTENTADA DE CRESCIMENTO

Produção NacionalProdução Total

2008 2009

+5%

Mil boed

2008

+5%

PRODUPRODUÇÇÃO 2009:ÃO 2009:Segue trajetSegue trajetóória sustentada de crescimentoria sustentada de crescimento

2.400 2.526

2009

2.176 2.288

o Incremento de 6% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção de plataformas (P-52, P-54 e P-53) e entrada em operação de 5 novas unidades

o Crescimento de 6% na produção internacional devido ao aumento da produção dos campos de Akpo

e Agbami

na Nigéria

o Produção de gás natural limitada pela demanda nacional

4

5

PRODUÇÃO 2010

Pré sal

Gás

Óleo pesado

1º TRIMESTRE 2º TRIMESTRE 3º TRIMESTRE 4º TRIMESTRE

Cachalote eBaleia Franca

100 mil bpd3,2 milhões m3/dia

TLD Tiro e Sidon20 mil bpd

Uruguá Tambaú10 milhões de m3/dia

35 mil bpd

Mexilhão15 milhões de m3/dia

Piloto de TUPI100 mil bpdI

5 milhões m3/dia

TLD Guará30 mil bpd

TLD Tupi Nordeste30 mil bpd

METAS DE PRODUMETAS DE PRODUÇÇÃO 2010: ÃO 2010: Entrada de novos sistemas e aumento do fator de recuperaEntrada de novos sistemas e aumento do fator de recuperaççãoão

2.050

79

2.171

71

2.100

200

META 2009 Diferença Meta 2009 –

Produção 2009

Meta 2010 Ajustada

(PN 09-13)

DiferençaMeta 2010 – Meta 2009(PN 09-13)

Postergação de projetos

Nova Meta 2010

6

ABASTECIMENTO: ABASTECIMENTO: Investimentos em qualidade e expansãoInvestimentos em qualidade e expansão

9%2%

34%

25%

30%

Qualidade

Complexidade

Novos projetos*

Logística

Outros

o Aumento de 6,2% na produção de diesel e redução de 5% na produção de óleo combustível

o Redução do volume de importação de diesel em 6 milhões de barris

○

Aumento de 178% no volume de petróleos ácidos e ultra-ácidos processados

○

Grandes investimentos para melhorar a qualidade dos combustíveis

○

Início da produção do Diesel S-50 em 3 refinarias (REDUC, REPLAN e REGAP)

○

1 nova unidade de Hidrotratamento

e 2 novas de Propeno

InvestimentosInvestimentos do do AbastecimentoAbastecimento emem 2009 2009 R$ 17,3 R$ 17,3 bilhõesbilhões

* Inclui RNEST, Comperj, Petroquímica de Suape e Plangás

Ativos em construção (US$ bi)2008 2009

US$ 11,9 US$ 22,7

694 737

343 331

142 135136 143

255 24365 74153 159

2008 2009Diesel Gasolina GLP Nafta Óleo combustível QAV Outros

ProduProduççãoão de de DerivadosDerivados (mil bpd)(mil bpd)1.787 1.823

77

o Aumento na venda de diesel em razão da recuperação da economia nacional (importações reduziram em 43%)

o Crescimento da venda de gasolina devido à

perda de competitividade do etanol

o Manutenção da venda de gás natural em níveis reduzidos devido à

menor demanda termoelétrica

753 769 782

364 327 366

211 222 212

492434 489

4T08 3T09 4T09

Diesel Gasolina GLP Outros

Derivados

4T08 3T09 4T09

Gás Natural

244 247311

Mil

barr

is/d

ia

+2%1.762 1.810 1.849

VENDA DE DERIVADOS E GVENDA DE DERIVADOS E GÁÁS NATURAL 2009:S NATURAL 2009: CresceCresce

a a vendavenda

no no mercadomercado

internointerno

8

2009

478 397

227152

Exportação Importação ExportaçãoLíquida

2008

234197

439 373

Exportação Importação ExportaçãoLíquida

571673

102 156

549

705

INVERSÃO DO PERFIL DA BALANINVERSÃO DO PERFIL DA BALANÇÇA COMERCIAL DA COMPANHIAA COMERCIAL DA COMPANHIA

(mil barris/dia)

PetróleoDerivados

o

Crescimento de 5% da produção de petróleo no Brasil e redução de 23% no volume total de derivados importados geraram superávit

volumétrico de 156 mil bpd na balança comercial

o

Programa de Maximização de Diesel contribuiu para a redução de 43% das importações de Diesel

o

Reversão do saldo financeiro, a favor da Cia., foi de US$ 3,8 bilhões no comparativo 2009/2008

22.173

12.327

21.24615.201

2008 2009

Importação Exportação

+ US$ 2.874- US$ 927

Volume Financeiro (US$ Milhões)

9

VENDAS DE ENERGIA E BIOCOMBUTVENDAS DE ENERGIA E BIOCOMBUTÍÍVEISVEIS

o Venda de bicombustíveis cresce 34% em função da mudança no percentual obrigatório de mistura do biodiesel no diesel (indo de 3% para 4%)

o Crescimento de 23% na venda de energia elétrica em função das vendas de curto prazo (balanço) superiores às realizadas em 2008, devido a recuperação de lastro das termelétricas

o Realização de diversos Leilões de curto prazo para venda de gás natural

7498

19 27

2008 2009

Biodiesel Álcool

Venda de BiocombustíveisMil boe/dia

93125+34%

2008 2009

Venda de Energia Elétrica MW médio

1.401 1.721+23%

1010

CONSOLIDAÇÃO DA INFRAESTRUTURA DE GÁS NATURAL E PRODUÇÃO DE ENERGIA

o Consolidação da infra-estrutura de transporte de gás natural e de geração de energia elétrica. Destaque para:

Gasoduto Urucu-Coari-Manaus e Gasoduc III – 844 KM de extensão e capacidade de 44,1 milhões de m3/dia de GN

o Terminais de regaseificação de GNL da Bahia de Guanabara e Pecém - 27 Milhões de m3/dia

o Desenvolvimento do Projeto de Gás Natural Liquefeito e Embarcado: Desenvolvimento do projeto de FEED – Pólo Pré Sal na bacia de Santos.

o Maior flexibilidade na oferta de gás: o Novas modalidades da venda de GN e

energia elétrica por meio de contratos de curto prazo e acordos comerciais no mercado secundário de gás permite venda média de 4,7 Milhões de M3/dia de GM em 9 leilões

o Diversificação da sua carteira de geração concluindo seu primeiro ciclo de investimentos

11

CUSTOS: CUSTOS: Bem sucedida polBem sucedida políítica de otimizatica de otimizaçção de custosão de custos

Contrataçãoo Nova licitação de serviços e equipamentos da Refinaria Abreu e Lima

economia de R$ 7 bilhões

o Renegociação de preço dos 8 cascos dos FPSOs

para o pré-sal e dos FPSOs

de Guará

e Tupi Nordeste

o Nova licitação das plataformas P-61 e P-63 redução de US$ 420 milhões

o Estratégia de contratação para novas sondas de perfuração

Otim

izaç

ãode

C

usto

s

Contratação

Projeto

Cultura

Projetoo 8 FPSOs

replicantes

para o pré-sal

o P-56 clone da P-51

o Realocação do FPSO Capixaba de Golfinho para o Parque das Baleias

Cultura Corporativao Redução de R$ 750 milhões em gastos administrativos

o 6 mil sugestões recebidas dos empregados

11

1212

20

70

120

170

220

270

jun-07 set-07 dez-07 mar-08 jun-08 set-08 dez-08 mar-09 jun-09 set-09 dez-09

R$/b

bl

PMR EUA: 194,71

PMR Petrobras: 176,41

Média 2008

PMR EUA: 130,06

PMR Petrobras: 157,77

Média 2009

o Aumento das cotações da commodity, maiores volumes exportados e redução do desconto entre óleo leve/pesado beneficiaram o resultado de 2009.

o PMR Petrobras, em Reais, estável, apesar da volatilidade de curto prazo

o Convergência dos preços dos derivados no mercado doméstico e internacional no longo prazo

o Margens do refino positivas em 2009, contribuindo para o bom resultado do Abastecimento (receita estável, menores custos)

IMPACTO DOS PREIMPACTO DOS PREÇÇOS EM 2009:OS EM 2009:Volatilidade dos preVolatilidade dos preçços internacionais, estabilidade dos preos internacionais, estabilidade dos preçços no mercado domos no mercado doméésticostico

75

49

32

86

77

64

105

101

48

6470

115121

9789

75

55

44

59

68

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

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

US$

/bbl

Petróleo Petrobras (US$/bbl) Brent (US$/bbl)

13

LUCRO OPERACIONAL 2009:LUCRO OPERACIONAL 2009:Controle de custos garante estabilidade do Lucro OperacionalControle de custos garante estabilidade do Lucro Operacional

(R$ MILHÕES)

Jan-Dez/ 08Lucro Operacional (1)

ReceitaOperacional Líq. CPV

Despesas Operacionais

Jan-Dez/ 09Lucro Operacional (1)

45.950 (32.408) 32.586 - 46.128

o Queda na ROL foi função dos menores preços do óleo (2008: R$ 149,80; 2009:R$ 104,88) e do PMR dos derivados (2008: R$ 176,41; 2009:R$ 157,77)

o Forte redução do CPV com menor custo de extração com Part. Governamental e redução dos preços do óleo e dos derivados importados

o Excluindo a despesa extraordinária com a PE de Marlim (R$ 2,065 bi), Lucro Operacional cresceria, aproximadamente, 5%

13(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos

14

LUCRO LLUCRO LÍÍQUIDO 2009:QUIDO 2009:Pequeno declPequeno declíínio em grande parte devido a varianio em grande parte devido a variaçções cambiaisões cambiais

(R$ MILHÕES)

2008Lucro Líq.

Resultado Financeiro

Impostos Part. Acion. Não Control. e

Part. dos Empregados

Part. Invest. Relevantes

Lucro Operacional (1)

2009Lucro Líq.

o Reversão do movimento do câmbio (2008: desvalorização de 32%; 2009: valorização de 26%) e aumento de dívida indexada à

variação da moeda levaram à

piora do resultado financeiro

o Part. Inv. Relevantes refletiu melhores resultados do setor petroquímico (R$ 682 milhões) e internacional (R$ 127 milhões)

o Redução do IR/CSLL devido ao menor lucro, aumento do resultado em unidades no exterior com taxas diferenciadas de imposto e prejuízo de algumas controladas

o Participação de Acionistas não controladores refletiu ganhos cambiais sobre dívida de projetos estruturados

14

32.988 178 (5.967)28.982

5.985

790

(4.992)

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

1515

o Perfil do endividamento melhorou : longo prazo,a custos competitivos e fontes diversificadas

o Nível de alavancagem mantido dentro da faixa ótima de 25% a 35%

ENDIVIDAMENTO MANTIDO DENTRO DA METAENDIVIDAMENTO MANTIDO DENTRO DA META

R$ Bilhões 31/12/2009 30/9/2009 31/12/2008

Endividamento de Curto Prazo 15,3 10,6 13,9

Endividamento de Longo Prazo 85,0 79,6 50,8

Endividamento Total 100,3 90,2 64,7

Disponibilidades 28,8 30,1 15,9

Endividamento Líquido 71,5 60,1 48,8

Dívida líquida/Ebitda 1,2X 1,1X 0,9X

US$ Bilhões 30/12/2009 30/9/2009 31/12/2008

Endividamento Total 57,6 50,7 27,7

28%28%26%

26%

31%

15%12%

19%

22%21%

31/12/2008 30/6/2009 31/12/2009

Div. Liq/Cap. Liq Div. CP/Div.

16

MELHORA DO PERFIL DA DMELHORA DO PERFIL DA DÍÍVIDAVIDA

20

30

4050

60

70

80

Até 05 anos > 08 anos2007 2008 2009

60% 73%

27%40%

EvoluEvoluççãoão do do EndividamentoEndividamento

PerfilPerfil AmortizaAmortizaççãoão DDíívidavida Longo Longo PrazoPrazo o Aumento do endividamento para financiamento de investimentos de longo prazo

o Aumento do endividamento de LP com maior concentração nas amortizações acima de 08 anos

o Prazo Médio alcançou 7,46 anos em

2009 contra 4,21 em 2008

2007 - R$ 39,74 bilhões

23%

77%

Curto Prazo

Longo Prazo

2009 - R$ 100,33 bilhões

15%

85%

17

FLUXO DE CAIXA E CAPACIDADE DE ENDIVIDAMENTO SUSTENTAM FLUXO DE CAIXA E CAPACIDADE DE ENDIVIDAMENTO SUSTENTAM CRESCIMENTO DOS INVESTIMENTOSCRESCIMENTO DOS INVESTIMENTOS

Jan‐Dez

2008 Jan‐Dez

2009 4T09

Caixa Inicial 13.071 15.889 30.088

Geração Operacional 49.952 51.838 13.658

Investimento (53.425) (70.280) (19.658)

Fluxo de Caixa Líquido (3.473) (18.442) (6.000)

Dividendos Pagos (6.213) (15.440) (5.605)

Financiamentos Líquidos 11.837 47.067 10.080

Caixa Final 15.889 28.796 28.796

R$ milhões

o Apesar da queda dos preços das commodities no mercado internacional, caixa gerado pelas atividades operacionais cresceu 4% em 2009

o Elevação do volume de investimentos foi acompanhado pelo aumento de financiamentos

o Caixa robusto ao término de 2009 e expectativa de expressivo resultado operacional em 2010 sustentam a manutenção dos investimentos no ano

17

Brent (US$/bbl) 97 62 75

Taxa de câmbio (R$/US$) 1,84 2,00 1,74

18

57 60

2008 2009

IMPLANTAIMPLANTAÇÇÃO DOS INVESTIMENTOS E PAN 2010ÃO DOS INVESTIMENTOS E PAN 2010

EBITDA (em R$ bilhões)

Investimentos 2009 R$ 70,7 bilhões

17,4

6,8

31,610,5

0,63,8

18

34,0

6,2

36,7

8,1

0,92,6

E&P

Abastecimento

Gas e Energia

Internacional

Distribuição

Outros

Plano Anual de Negócios 2010

R$ 88,547 bilhões 25%25%

19

PLANO DE NEGPLANO DE NEGÓÓCIOS 2010 CIOS 2010 -- 2014 2014

INVESTIMENTO 2010 INVESTIMENTO 2010 –– 2014 ENTRE US$ 200 A US$ 220 BILHÕES:2014 ENTRE US$ 200 A US$ 220 BILHÕES:

PRINCPRINCÍÍPIOS A SEREM OBSERVADOSPIOS A SEREM OBSERVADOSo Alavancagem Líquida entre 25% e 35%

o Índice Dívida Líquida

/ EBITDA máximo de 2,5x

o Manutenção dos retornos dos Investimentos nos diferentes segmentos

PREMISSAS RELEVANTES PARA AS PROJEPREMISSAS RELEVANTES PARA AS PROJEÇÇÕESÕESo Curva do Petróleo Brent –

tendência ascendente

o Capitalização da Empresa –

valor e momento de efetivação

o Necessidade de Financiamento para o novo Plano Estratégico 2010-2014

20

PANORAMA DOS CUSTOS DA INDPANORAMA DOS CUSTOS DA INDÚÚSTRIA:STRIA: Nova tendência de crescimento frente a recuperaNova tendência de crescimento frente a recuperaçção da economiaão da economia

Fonte: IHS CERA – Março 2010

Índi

ce d

e cu

sto

(200

0=10

0)

ÍNDICE DO CUSTO DE CAPITAL DO E&PÍNDICE DO CUSTO OPERAC. DO E&PÍNDICE DO CUSTO DE CAPITAL DO ABAST.

3T08 230

4T08 221

4T09 201

4T10 211

3T08 187

1T09 170

4T09 172

4T10 176

21

SIMULASIMULAÇÇÃO DE FINACIABILIDADE: ÃO DE FINACIABILIDADE: Tendência ascendente do PetrTendência ascendente do Petróóleo e Capitalizaleo e Capitalizaçção garantem financiabilidadeão garantem financiabilidade

Exercício dos minoritários na capitalização (US$ bilhões) 15 25Investimento 2010 - 2014 200 220Preços do petróleo (US$ brent) 64 77

Alavancagem Líquida 32% 27%Dívida Líquida/EBITDA 2,2 1,6

Simulação de Financiabilidade

Exercício de Financiabilidade

22

PLANO DE NEGPLANO DE NEGÓÓCIOS 2010 CIOS 2010 -- 2014 2014

AprovaAprovaçção de Projetos, totalizando atão de Projetos, totalizando atéé R$ 265 bilhões, que estarão R$ 265 bilhões, que estarão presentes na carteira de investimento para o perpresentes na carteira de investimento para o perííodo 2011 odo 2011 –– 2014, 2014, sendo: sendo:

E&P E&P ––

R$ 163,6 bilhões R$ 163,6 bilhões ABAST ABAST --

R$ 80,5 bilhõesR$ 80,5 bilhões

G&EG&E

--

R$ 20,2 bilhõesR$ 20,2 bilhões

PBIO PBIO --

R$ 430 milhõesR$ 430 milhões

Principais Projetos: Principais Projetos: o Expressivo investimento no pré-sal sem descontinuar o investimento no pós-sal,

incluindo a manutenção da auto-suficiência em óleo e investimentos em infra- estrutura para o pré-sal

o Investimentos na Ampliação e Modernização do Parque de Refino

o Desenvolvimento de Projetos Petroquímicos e Fertilizantes

o Investimentos em Alcooldutos

o Expansão da malha de gasodutos e Investimentos em GNL

o Novos projetos em Energia

23

Caramba

Bem-te-vi CariocaIguaçu

Abaré

Azulão Guarani

GuaráNorte

Parati Iara

Iracema

Tupi

Tupi 660Tupi Sul

Júpiter

Tupi NE

Tupi O/A

Tupi 646

23

o A produção do poço de Teste de Longa Duração (TLD) se mantém estável em torno de 20 mbpd

o 2 poços sendo perfurados: um ao Norte de Tupi (Tupi O/A) e um ao Norte de Guará

o 1 poço sendo perfurado para a ANP ao Norte de Iara

o Poço

de Guará

testando

e conclusão do teste de Tupi NE com produtividade média de 30 mil bpd

o A expectativa é

de que 11 novos poços sejam perfurados nesta região ao longo de 2010

o Licitações em andamento: (i) FPSO para um segundo piloto no BM-S-11

(ainda em definição)(ii) 8 cascos p/ o Pólo Pré-Sal(iii) FPSO para o piloto de Guará

NOTNOTÍÍCIAS:CIAS:PRPRÉÉ--SAL SAL -- IntensificamIntensificam--se os esforse os esforçços exploratos exploratóórios no cluster de santosrios no cluster de santos

Poços Perfurados

Perfurando para ANP

Perfurando

TLD

Guará

Completando / testando

2424

Valoração dos barris

Cronograma

NOTNOTÍÍCIAS:CIAS:Novo marco regulatNovo marco regulatóório e capitalizario e capitalizaççãoão

Transparência e equidade

Tamanho da capitalização

o

Acesso a 

reservas

o

Robustez 

financeira

o

Participação 

de todos os 

acionistas 

numa 

empresa de 

maior porte e 

com mais 

oportunidades

o

Acesso a 

reservas

o

Robustez 

financeira

o

Participação 

de todos os 

acionistas 

numa 

empresa de 

maior porte e 

com mais 

oportunidades

Resultados da capitalização

o

Depende da definição das áreaso

Uma perfuração em andamento e uma programada

o

Avaliação por 2 certificadoras Indep.o

Possibilidade de reajuste

o

AINDA NÃO DETERMINADOo

Variáveis consideradas: valor dos barris + necessidade de financiamento + estrutura de capital

o

Comitê especial de acionistas minoritários

o

Direito de subscrição a todos os

acionistas.

o

Transparência na divulgação de informação

o

4 Projetos aprovados na Câmara (capitalização, nova empresa, fundo social e partilha de produção)

o

Regime Urgência: Senado teria até

45 dias para aprovar, modificar ou

rejeitar. Caso modifique volta p/ a Câmara

o

Previsão de tempo p/ implantação: 60 a 90 dias após a aprovação final

25

TRAMITATRAMITAÇÇÃO DO PL 5941/09 (CAPITALIZAÃO DO PL 5941/09 (CAPITALIZAÇÇÃO):ÃO): A partir da chegada no senado federal considerando urgência consA partir da chegada no senado federal considerando urgência constitucionaltitucional

1

Distribuição para as Comissões

2

As emendas são apresentadas na CCJ

Chegada ao Senado, Leitura do Projeto e Despacho1

Leitura de Mensagem Presidencial SolicitandoRegime de UrgênciaConstitucional Art.64 C.F.

o

Projeto é

Distribuído para as Comissões e Aberto o Prazo para Emendas 2

o

Após encerramento do prazo para emendas haverá

votação dos pareceres dos relatores nas comissões e envio dos relatórios das comissões para o plenário

25 dias

Inclusão na Ordem do Dia do Plenário

Votação no Plenário

até

35 dias

após 45 dias, a pauta fica sobrestada

Aprovado com alteração

Aprovado

Rejeitado Arquivado

Vai à

sanção Presidencial

até

15 dias úteisArt

66 CF

Volta para aCâmara

até

10 diasApreciação e votação das alterações

até

15 dias úteisArt

66 CF

22/03/10 06/05/10

17/05/10

04/06/10 27/05/10

26

199 181 181154 150

324

0

50

100

150

200

250

300

350

RECUPERARECUPERAÇÇÃO DO VALOR DE MERCADO DA COMPANHIAÃO DO VALOR DE MERCADO DA COMPANHIA

13,0%-20,3% 99,6% 24,2% 14,7%2,8%

Fonte: Bloomberg

o Melhora das expectativas contribuiu para a elevação dos Valores de Mercado das principais Companhias de Óleo e Gás

o Dentre as peers, recibos da Petrobras foram os que apresentaram

a maior valorização no ano

US$ bilhões

406

100160 146 150 131

50

100

150

200

250

300

350

400

450

31/1

2/20

0931

/12/

2008

26

27

CAPEX 2009 E ESTIMATIVAS PARA 2010 CAPEX 2009 E ESTIMATIVAS PARA 2010

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.00020

0920

10

2009

2010

2009

2010

2009

2010

2009

2010

2009

2010

2009

2010

2009

2010

2009

2010

2009

2010

2009

2010

US$

MM

Média 2009 s/ PetrobrasMédia 2010 s/ Petrobras(-5%)

Fonte: Evaluate Energy e Relatórios das Empresas

* Para o cálculo do Capex da Petrobras de 2010, de R$ 88,5 Bi, utilizou-se a taxa de câmbio de 1,87 R$/US$ (premissa Petrobras para 2010). Para 2009 resultado preliminar em USGAAP – Não auditado

*

2828

Informações:

Relações com Investidores

+55 11 3224-1510

petroinvest@petrobras.com.br

29

EXPLORAEXPLORAÇÇÃO E PRODUÃO E PRODUÇÇÃO: ÃO: Menores preMenores preçços de venda explicam reduos de venda explicam reduçção do lucro lão do lucro lííquidoquido

o Queda da receita explicada pela redução de 30% no preço do óleo e de 44% no gás transferidos

o Crescimento de 5% da produção doméstica de óleo e gás se refletiu em maior volume vendido

o Redução de 17% do Lifting Cost com Part. Gov. contribuiu para a redução do CPV

o Desconsiderando a despesa extraordinária com a PE no campo de Marlim, despesas operacionais teriam apresentado queda

Jan-Dez/08Lucro Operac.

Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita

Despesas Operacionais

Jan-Dez/09Lucro Operac.

Efeito Custo médio no CPV

Efeito Volume no CPV

(R$ MILHÕES)

29

(33.093)

5.6893.050 (1.195) (1.711)

57.232

29.972

30

Jan-Dez/08Lucro Operac.

Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita

Despesas Operacionais

Jan-Dez/09Lucro Operac.

Efeito Custo médio no CPV

Efeito Volume no CPV

(R$ MILHÕES)

o Menores preços de exportação e do PMR no mercado doméstico levaram à

redução da receita

o Forte redução do custo de aquisição do óleo nacional e dos derivados importados e menor custo médio dos estoques se refletiu na brusca queda do CPV do Abastecimento

o Aumento de 6% na produção de diesel com redução nas importações em 6 milhões de barris

o Margem operacional em 2009 atingiu 14%, enquanto em 2008 foi de -3%

ABASTECIMENTO: ABASTECIMENTO: ElevaElevaçção das vendas e menores custos de importaão das vendas e menores custos de importaçção ditam ão ditam óótimo resultadotimo resultado

30

(28.648)

53.457 2.240 (2.203) 234 20.482

(4.598)

31

GGÁÁS & ENERGIA: S & ENERGIA: Ganho de margens, apesar da retraGanho de margens, apesar da retraçção da demanda domão da demanda doméésticastica

Jan-Dez/08Lucro Operac.

Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita

Despesas Operacionais

Jan-Dez/09Lucro Operac.

Efeito Custo médio no CPV

Efeito Volume no CPV

(R$ MILHÕES)

o Menores volumes de venda de gás (queda de 19%) e redução de preços (diminuição de 7%) acompanhada pela mesma tendência em energia elétrica promoveram a queda na receita

o Forte redução dos Custos de Aquisição do Gás doméstico, importado e de energia elétrica determinaram a melhora da margem bruta do segmento (de 11% para 28%)

o A conclusão da infraestrutura para escoamento do gás evitou penalidades por falha do fornecimento, contribuindo para a reversão do resultado do segmento em 2009

31

3.388 (2.879)2.497

546 1.541

(529)

(1.482)

32

DISTRIBUIDISTRIBUIÇÇÃO: ÃO: AmpliaAmpliaçção da participaão da participaçção de mercado e maiores volumes de vendasão de mercado e maiores volumes de vendas

Jan-Dez/08Lucro Operac.

Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita

Despesas Operacionais

Jan-Dez/09Lucro Operac.

Efeito Custo médio no CPV

Efeito Volume no CPV

(R$ MILHÕES)

o Queda do Preço de venda mais que compensada pelo aumento do volume de vendas (+13%) e pela maior participação de mercado, refletindo a aquisição da Alvo Distribuidora (2008: 34,9%; 2009: 38,6%)

o Maiores gastos com vendas e despesas gerais e administrativas acarretaram na elevação das despesas operacionais

32

(4.887) 4.792

7.401 (6.786)

(318)2.0351.833

33

INTERNACIONAL:INTERNACIONAL:Ganho de produGanho de produçção acompanhado por melhores margens de refinoão acompanhado por melhores margens de refino

Jan-Dez/08Lucro Operac.

Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita

Despesas Operacionais

Jan-Dez/09Lucro Operac.

Efeito Custo médio no CPV

Efeito Volume no CPV

(R$ MILHÕES)

o Queda dos preços das commodities negociadas no exterior (óleo:-15%;gás:-26%) foram parcialmente compensadas pelo aumento da produção em Agbami (jul08) e início da produção em Akpo (mar09)

o Contribuiu para a redução do CPV os menores preços de aquisição e as melhores margens de refino nas operações nos EUA e no Japão

o Redução das perdas com ajustes no valor de mercado dos estoques (-

261mi) e melhor resultado com a provisão para o valor recuperável dos ativos (2008:-330mi; 2009:+7mi) explicam menores despesas e ganhos de margens operacionais

33

(2.748) 3.282

1.452

(1.025) 1.146 813

(1.294)