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Conferência com a ImprensaConferência com a Imprensa

DivulgaDivulga çção de Resultadosão de Resultados33ºº trimestre de 2009trimestre de 2009

(Legisla(Legisla çção Societão Societ áária)ria)

Almir Guilherme BarbassaAlmir Guilherme BarbassaDiretor Financeiro e de RelaDiretor Financeiro e de Rela çções com Investidoresões com Investidores

13 de Novembro de 200913 de Novembro de 2009

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. 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:

AVISO

3 *Líquido do benefício pela redução da base de cálcu lo do IR/CCSL

RESULTADOS CRESCENTES

1T09 2T09 3T09

7.734

7.303

Lucro LLucro L ííquidoquido

1.351*

8.654

7.303

P.E. MARLIM

5.816

R$

milh

ões

4

PRODUÇÃO SEGUE TRAJETÓRIA SUSTENTADA DE CRESCIMENTO

Produção Nacional - 3T09 VS 3T08

Mil

boed

2.213 2.293

224 241

Nacional Internacional

Produção Total (Petróleo, LGN e Gás Natural) - 3T09 VS 3T08

2.437

3T08 3T09

2.534+4%

Mil

boed

3T08 3T09

2.213 2.293

330 319

1.883 1.974

Petróleo e LGN Gás Natural

+4%

• Aumento da produção total impulsionado pelo crescim ento dos volumes produzidos no Brasil e pela entrada em operação do campo de Akpo, na Nigéria

• Incremento de 4% na produção nacional de petróleo d evido ao aumento na produção das plataformas P-52 e P-54 e entrada em operação das plataformas P -51, P-53, FPSO Cidade de Niterói e FPSO Cidade de São Vicente

• Produção de gás natural limitada pelo enfraquecimen to da demanda e menor despacho das térmicas

2 MESES CONSECUTIVOS COM PRODU2 MESES CONSECUTIVOS COM PRODUÇÇÃO NACIONAL DE ÃO NACIONAL DE ÓÓLEO LEO ACIMA DE ACIMA DE 2 2 MILHÕES BPDMILHÕES BPD

5

PLATAFORMA/CAMPO

CAPACIDADE(mil bpd)

MÉDIA 3T09(mil bpd)

Nº DE POÇOS

INTERLIGADOS

Nº DE POÇOS PREVISTOS

P-53 / Marlim Leste 180 90

7 produtores3 injetores

13 produtores 8 injetores

P-51 / Marlim Sul 180 88

5 produtores6 injetores

10 produtores9 injetores

FPSO-Cidade de Niterói / Marlim Leste

100 38 2 produtores (óleo)

9 produtores(óleo) 1 produtor (gás)

Total 460 216 - -

NOVAS UNIDADES GARANTEM O AUMENTO DA PRODUÇÃO DOMÉSTICA

FPSO Cidade de Niterói

P-53

FPSO Cidade de Niterói

P-51

6

Próximos passos: novos poços do piloto de Tupi; nov os poços exploratório no BMS-9, BMS-11 e BMS-10

Sondas: 3 novas sondas até o 1S/2010

Licitações em andamento: (i) FPSO afretado para Pilo to de Guará; (ii) Contratação de 8 cascos para Unidades Futuras

Conclusão da perfuração do 4º poço do Plano de Avaliação de Tupi, confirmando potencial da área

Excelente performance do TLD de Tupi, com produção em torno de 20 mil bpd

Teste de formação nos poços de Iara, Iracema e Tupi Nordeste

Perfuração e completação do 1º poço do piloto de Tupi

BM-S-10BR 65%

BM-S-11BR 65%

BM-S-24BR 80%

BM-S-9BR 45%

BM-S-22BR 20%

BM-S-21BR 80%

BM-S-8BR 66%

Legenda:

Poços perfurados

Testes de Formação

Perfuração e Completação

Parati

Iara

Iracema

Tupi NE

Tupi

Tupi P1Extensão - Tupi

Júpiter

Guará

Carioca

Iguaçu

Abaré

Azulão

Guarani

Caramba

Bem-te-vi

FASE EXPLORATÓRIA DO PRÉ-SAL DE SANTOS PROPORCIONA GRANDE APRENDIZAGEM

7

VALORIZAÇÃO DA CESTA DE PETRÓLEOS

32,23

64,42

76,7586,13

105,46100,58

47,95 48,6864,00

58,79

121,3796,9

88,6974,87

114,78

54,91

68,28

44,40

4,2810,1112,176,9614,20

15,9110,7711,9410,45

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

Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (média) Desconto

(US$ por barril)

• Valorização no mercado internacional dos petróleos “pesados” em relação aos “leves”

• Desconto entre o Brent e o Preço do Petróleo Petrob ras caiu aproximadamente US$ 10 por barril no comparativo 3T09 Vs. 3T08 atingindo seu menor nível histórico

• Aumento no preço do Petróleo Petrobras beneficiou o resultado das exportações da commodity

8

Volume Financeiro (US$ Milhões)

3T09

485 429

239209

Exportação Importação ExportaçãoLíquida

3T08

457 423

200 270

Exportação Importação ImportaçãoLíquida

693657

-3686

638724

vs(mil barris/dia)

Petróleo

Derivados

7.853

3.939

6.607

4.432

3T08 3T09

Importações Exportações

+ US$ 493- US$ 1.246 • Aumento das exportações e

redução das importações suportam

uma balança comercial positiva;

• Ganho de US$ 1.739 milhões em

relação ao 3T08.

INVERSÃO DO PERFIL DA BALANÇA COMERCIAL DA COMPANHIA

9

799 755 769

354 331 327

224 212 222

456 492404

3T08 2T09 3T09

Diesel Gasolina GLP Outros

1.7541.7541.7811.781 1.8101.810

DerivadosDerivados

Mil

barr

is/d

ia

+2%

• Crescimento na venda de derivados puxado pela recup eração da economia

• Redução na venda de gás natural em comparação com o 3T08 em função da menor demanda para geração termoelétrica e substituição por outras fon tes energéticas. Em relação ao 2T09 venda de gás natural permaneceu estável dado que a redução do co nsumo termoelétrico foi compensada pelo incremento do consumo industrial.

CRESCIMENTO DA VENDA DE DERIVADOS IMPULSIONADO PELA RECUPERAÇÃO ECONÔMICA

Mil

boed

/dia

3T08 2T09 3T09

GGáás Naturals Natural

244244 244244

337337

10

R$/bbl

ESTÁVEL POLÍTICA DE PREÇOS DE LONGO PRAZO

0

50

100

150

200

250

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

PMR EUA PMR Petrobras

128,41

160,79 152,65

131,52

215,62

187,02

2T09 3T093T08

• Preço médio de realização no Brasil alinhando-se no vamente aos preços internacionais

• Política de preços beneficia os consumidores ao mes mo tempo em que reduz as flutuações do fluxo de caixa

• Redução do preço médio de realização em função da r edução dos preços da gasolina e do diesel em junho/09

*

* PMR EUA de set/09 estimado

11

13.896

44.605

24.614

6.095

29.015

10.247

8.615

47.877

2T09 3T09

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

41 %

26%

• Aumento da Receita Operacional devido ao aumento do s volumes vendidos, apesar da redução no preço médi o de venda dos derivados

• Maior Custo do Produto Vendido em função do aumento do custo das importações e menor utilização de estoques formados a preços mais baixos

• Aumento pontual das Despesas Operacionais devido ao provisionamento de cobrança adicional de participação especial do Campo de Marlim (R$ 2.048 m ilhões)

• Lucro operacional seria mais estável ( ∆ - 11%) se extrairmos o efeito não-recorrente da part icipação especial de Marlim

18%

7%Receita Operacional Líquida

Despesas Operacionais

Lucro Operacional (1)

CPV

R$ milhões

RESULTADO OPERACIONAL 3T09 Vs 2T09

12

REDUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL SE REFLETE NO LUCRO LÍQUIDO 3T09 Vs 2T09

Resultado Financeiro Líquido

Participação dos Acionistas não Controladores

Lucro Líquido

Imposto de Renda/Contribuição Social

7.7347.303

(2.461)

(2.197)

(1.877)

707

(3.033)

(928)

2T09 3T09

6%

51%

129%

38 %

R$ milhões

• Melhor resultado financeiro devido ao aumento da dí vida em dólar, em função do empréstimo do BNDES indexado ao câmbio em um momento de valorizaç ão cambial

• Aumento do IR/CSSL devido ao maior benefício fiscal sobre JCP e maior recuperação de créditos fiscais sobre atividades exploratórias e prejuízos fiscais no exterior no 2T09

• Redução na participação dos acionistas não controla dores devido à menor ganho cambial sobre a dívida das SPEs

13

12.368

60.184

40.062

7.754

29.015

10.247

8.615

47.877

3T08 3T09R$ milhões

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

11 %

RESULTADO OPERACIONAL 3T09 Vs 3T08

20%

28 %

17 %

Receita Operacional Líquida

Despesas Operacionais

Lucro Operacional (1)

CPV

• Redução da Receita Operacional Líquida em função da queda do preço do petróleo, parcialmente compensa do pelo aumento no volume vendido (PMR 3T08 = 187,02 R $/bbl e 3T09 = 152,65 R$/bbl )

• Menor Custo do Produto Vendido devido à redução das participações governamentais e menores custos de importação

• Aumento pontual das Despesas Operacionais devido ao pagamento de cobrança adicional de participação especial do Campo de Marlim (R$ 2.048 milhões)

• Lucro operacional seria estável ( ∆ - 0,6%) se extrairmos o efeito não-recorrente da par ticipação especial de Marlim

14

73%

44%

26%

Resultado Financeiro Líquido

Participação dos Acionistas não Controladores

Lucro Líquido

Imposto de Renda/Contribuição Social

257%

7.303

(5.404)

9.843

592

2.595

(3.033)

(928)

707

3T08 3T09

REDUÇÃO DO RESULTADO OPERACIONAL SE REFLETE NO LUCRO LÍQUIDO 3T09 Vs 3T08

R$ milhões

• Piora no resultado financeiro devido à valorização c ambial no 3T09 em oposição a um forte ganho com a desvalorização cambial no 3T08

• Redução do IR/CSSL devido ao benefício fiscal sobre o provisionamento de JCP e pagamento de participação especial de Marlim

• Efeito negativo sobre a participação de acionistas não controladores devido ao resultado das SPEsdecorrente da valorização cambial sobre suas dívida s

15

vs

1,5

2,8d

0,10,4

0,4

7,1

1,0

1,1

21%

2%3%

1%

9%

11%

7%

46%23,2

10,6

4,5

5,5

0,41,5

3,8 1,2

19%

3%

2%

1%

6%

12%

11%

46%

3,7

4,1 15,8

0,5

6,4

2,2

0,30,7

Investimentos 9M09 - R$ 50,7 bilhões Investimentos 9M08 - R$ 34,1 bilhões

EBITDA (em R$ bilhões)

E&P

Abastecimento

Gás e Energia

Internacional

Corporativo

Distribuição

SPE

Emp. em Negociação

0,9

48 45

9M08 9M09

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

EFETIVA IMPLANTAÇÃO DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS

16

AMPLO ACESSO A FONTES DE FINANCIAMENTO

1,25

0

1,5

2,5

1,5

Empréstimo Ponte Emissão de Títulos

30-out (Venc. 2040)Rendimento aoInvestidor: 7,00%

30-out (Venc. 2020) Rendimento aoInvestidor: 5,875%

09-jul (Venc. 2019)Rendimento aoInvestidor: 6,875%

11-fev (Venc. 2019) Rendimento aoInvestidor: 8,125%

6,5 6,756,75

(US

$ bi

lhõe

s)

Emissão de TEmissão de T íítulos no Mercado de Capitaistulos no Mercado de Capitais

10

13,3

2

2,75

China DevelopmentBank

BNDES

U S Eximbank

Outros

(*)

(*) R$ 25 bilhões convertidos pela taxa de câmbio em 30.07.09Fonte: Bloomberg

Em 2009, jEm 2009, j áá foram captados foram captados US$ 34,8 bilhõesUS$ 34,8 bilhões

Outros EmprOutros Empr ééstimosstimos++US$ 28,05 bilhõesUS$ 28,05 bilhões

17

MANUTENÇÃO DO ENDIVIDAMENTO DENTRO DA META

28%26%

19%21%

18% 19%21%

28%26%

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

End. Líq./Cap. Líq.

R$ milhões 30/9/2009 30/6/2009

Endividamento de Curto Prazo

10.639 13.086

Endividamento de Longo Prazo

79.588 55.782

Endividamento Total 90.227 68.868

Disponibilidades 30.088 10.072

Endividamento Líquido 60.139 58.796

Estrutura de Capital 49% 49%

US$ milhões 30/9/2009 30/6/2009

Edividamento Total 50.743 35.288

• Aumento do endividamento e do caixa devido à entrada do empréstimo do BNDES (R$ 24.878 bilhões)

• Manutenção da alavancagem ainda na parte inferior d a faixa ótima de 25% a 35%

18

Avaliação inicial da(s) área(s) a ser(em)

cedidas onerosamente União e PetrobrasDefinem

PL nº 5.941/09:prevê que haja, no

contrato, cláusula de revisão das condições inicialmente pactuadas

Volume de Petróleo e Gás Natural e valor da Cessão Onerosa

Revisão do Valor

Petrobras e União não são afetadas pelas incertezas inerentes à avaliação feita à época da assinatura do contrato

CESSÃO ONEROSA: benefício para a Petrobras e para o país

Laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras

Fortalecimento da Petrobras, através do acesso a no vas reservas e para o país antecipa o usufruto dos benefícios do s Pré-Sal

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POR QUE CAPITALIZAR?

Capitalização

Melhora na estrutura de Capital, abrindo

possibilidades de novos financiamentos

Recursos para novos investimentos e fortalecendo a

Companhia

Pagamento da Cessão Onerosa

O Desafio• Vultosos Investimentos• Manter a Estrutura de Capital Ótima• Crescer com sustentabilidade

Esta operação será conduzida de forma transparente e de acordo com as melhores práticas de governança corporativa, garantindo os d ireitos de todos os acionistas,

fortalecendo a companhia e o mercado de capitais

20

345

212192 185

157 147

10480 79

34

XOM PBR RDS BP CVX TOT ENI STO COP REP

MERCADO REAGE POSITIVAMENTE AO NOVO MARCO REGULATÓRIO

Nota: Variação do Valor de Mercado calculado em US$

Valor de Mercado (em US$ bilhões)

332

171 162 161140 134

9570 67

30

XOM RDS PBR BP CVX TOT ENI STO COP REP

31% 12% 15% 12% 10% 9% 14% 18% 13%4%31

/08/

2009

Após o anúncio do novo marco regulatório o mercado reage positivamente. No período compreendido entre 31 de Agosto e 10 de Novembro, o valor de mercado da Companhia subiu

31% sendo este o maior crescimento dentre as Peers

10/1

1/20

09

21

Para mais informações:Relacionamento com Investidores

www.petrobras.com.br/ri+55 21 3224-1510

petroinvest@petrobras.com.br