1. Presentación a los Inversores Argentinos Raul Adalberto de Campos
Divulgación de Resultados Gerente Ejecutivo de Relaciones
1º trimestre 2007 con Inversores
(Legislación Societaria) 31 de mayo de 2007
Bolsa de Comercio de Buenos Aires

2. AVISO
Las presentaciones pueden contener previsiones acerca de eventos futuros. Tales previsiones reflejan apenas
expectativas de los administradores de la Compañía. Los términos “anticipa", "cree", "espera", "prevee",
"pretende", "planea", "proyecta", "objetiva", "deberá", bien como otros términos similares, permiten a identificar
tales previsiones, las cuales, evidentemente, involucran riesgos o incertidumbres previstas o no por la
Compañía. Por lo tanto, los resultados futuros de las operaciones de la Compañía pueden diferir de las
actuales expectativas, y el lector no debe basarse exclusivamente en las informaciones aquí contenidas. La
Compañía no se obliga a actualizar las presentaciones y previsiones a la luz de nuevas informaciones o de
sus desdoblamientos futuros.
Inversores Norteamericanos:
La SEC solamente permite que las compañías de óleo y gas incluyan en sus informes archivados de reservas
probadas que la Compañía haya comprobado por producción o testes de formación conclusivos que sean
viables económica y legalmente en las condiciones económicas y operacionales vigentes. Utilizamos algunos
términos en esta presentación, tales como descubrimientos, que las orientaciones de la SEC nos prohíben usar
en nuestros informes archivados.
1

3. PRODUCCIÓN NACIONAL DE ÓLEO Y LGN
Δ=-
1,2%
1.823
• 1,2% de queda en el trimestre 1.800
debido a la parada programada
de producción de la plataforma P-
mil bpd
37, en el campo de Marlim,
ocurrida a lo largo de la 2ª
quincena de enero y finalizada el
05 de febrero de 2007.
4T06 1T07
2

4. PRODUCCIÓN TOTAL DE ÓLEO, LGN Y GAS NATURAL
mil boed
Δ = 1,2%
2,304 2,334 Δ= 2,305
-1,2
%
2,279 2,273
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
• Queda en la producción en el 1T07 debido a la parada programada de la plataforma P-37; problemas en la
aceleración de la producción de las unidades FPSO-Capixaba (Golfinho) y P-34 (Jubarte) han impedido una mejor
performance en el 1T07;
• La producción internacional se ha reducido en un 3% debido a la interrupción de las actividades en Ecuador en función
de manifestaciones populares. 3

5. PRECIOS DE PETRÓLEO DEL E&P
69,62 69,49
61,53 61,75
64,74 66,07 59,68 57,75
56,9
56,39
US$/bbl
52,7 57,59 58,20 58,69
51,59 56,08 55,24
47,50 53,69
54,24
49,33
48,70 47,79
44,19 46,05
43,04
37,48
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Precio medio de venta Brent (media) Cesta OPEP
Queda en el precio medio de venta del óleo de Petrobras en línea con el mercado
internacional.
4

6. REFINO EN BRASIL Y VENTAS EN EL MERCADO INTERNO
Mil barriles/día
91 %
93 90
1.9 5 0 90
89
81
85 77 80
1.812
1.79580 79
1.8 0 0
1.753 1.746
78 1.781
1.684 1.696 1.711 70
1.652
1.6 5 0 1.623
60
1.5 0 0 50
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Pr o d ucció n N acio nal d e D er i vad o s V o lumen d e V ent as d e D er ivad o s
U t iliz ació n C ap aci d ad N o minal - B r asil ( %) Par t ici p ació n ó leo nacio nal en la C ar g a Pr o cesad a ( %)
• Reversión en la producción de derivados que aumentó en un 5% debido al elevado factor de utilización (+ 5 p.p);
• En el primer trimestre hubo una reducción en el volumen de venta de derivados debido a la estacionalidad.
5

7. PRECIO MEDIO DE REALIZACIÓN - PMR
100
1T06 4T06 1T07
Media Media Media
80
71,0 70,6 71,5
70,2 68,8 67,3
60
61,8 59,7 57,8
40
20
dez/ 04 mar/05 jun/ 05 set /05 dez/ 05 mar/06 jun/06 set /06 dez/ 06 mar/07
PMR Brasil (US$/ bbl) Pr ecio Medio Br ent ( US$/ bbl)
PMR EUA (US$/ bbl c/ vol. vend. en Brasil)
• La estabilidad en el PMR Brasil confirma la política de alineamiento de precios internos a los
internacionales en el medio/ largo plazo;
• Ante la apreciación cambiaria el PMR en R$ presentó ligera reducción (de R$ 152,10 para R$ 150,97, o -
0,74%). 6

8. DEMOSTRATIVO DEL RESULTADO 1T07 VS 4T06
4T06 1T07
Ingresos Netos 38.894
41.041 - 5,2%
CPV 23.629
26.696
-11,5%
R$ millones
EBITDA 10.993
10.225
7,5%
Ganancia Operacional 8.582
7.460
4.131
15,0%
Ganancia Neta
5.200
- 20,6%
• Reducción en la receta neta debido a la reducción en los volúmenes vendidos de derivados y menor precio de
realización;
• Caída en el CPV debido a menores precios del petróleo, costo de extracción, part. Gub., costo de refino y
volumen de importación;
• Elevación del resultado oper. debido a la mejor estructura de costos y estabilidad en el monto de los gastos, aún
considerando el pagto de R$ 1 mil millón relativo a la repactuación de cláusulas del Plan Petros;
• El resultado neto fue negativamente afectado por el resultado financiero (variación cambiaria activa) y por la
ausencia de beneficio fiscal, cuando comparado al trimestre anterior. 7

9. BENEFICIO NETO
1T-2007 4T-2006
Ganancia Operacional 8.582 7.460
Gastos Financieros Netos (950) (72)
Equivalencia Patrimonial (84) 20
Ganancia operacional (tras Gastos. Fin.) 7.547 7.408
Recetas (Gastos) no operacionales 27 35
Impuesto de renta / contribución social (2.968) (1.901)
Participación de los accionistas no controladores (476) (342)
Ganancia Neta 4.131 5.200
• Gastos financieros netos mayores en función de las variaciones cambiarias sobre activos
en el exterior;
• La Ganancia Neta en el 1T07 no tuvo los beneficios fiscales decurrentes del pago de
interés sobre el capital propio ocurrido en el trimestre anterior.
8

10. ANÁLISIS DE LOS GASTOS OPERACIONALES 1T07 VS 4T06
4T06 1T07
1.415
Gastos de Ventas -8,7%
1.550
1.641
Generales y Admin.
1.728 -5,0%
R$ millones
655
Costos Exploratorios
818 -19,9%
299
Tributarias (Fiscales) 356
-16,0%
1.844
Otras 1.428
29,1%
• Ventas: se destaca la reducción de los gastos en el segmento de distribución e internacional;
• G&A: menor gasto en salarios y beneficios;
• Costos Exploratorios: disminución en función de las elevadas bajas de pozos secos ocurridas en el 4T06 (R$
125 millones);
• Otras: aumento decurrente principalmente del incentivo financiero pago a los participantes del Plan Petros, en
contrapartida a la aceptación de la repactuación de cláusulas (R$ 1.040 millones).
9

11. EVOLUCIÓN DEL RESULTADO EN EL TRIMESTRE (1T07 VS 4T06)
Exploración & Producción – Evolución del Beneficio Operacional – R$ millones
1.823 Producción Doméstica de Óleo, LGN y Condensado (mil bpd) 1.800
781 8.075
1.024 354
433
7.289 244
Ganancias Efecto Precio Efecto Costo Efecto Volumen Efecto Volumen Gastos Operac. 1T 07 Benef.
Oper. en el Ingreso Medio en el CPV en el Ingreso en el CPV Oper.
• Aumento en la Ganancia Operacional debido a los menores costos de producción y participación
gubernamental, parcialmente compensados por la reducción de la producción, bien como, por los menores
precios medios de venta/ transferencia del petróleo nacional.
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12. EVOLUCIÓN DEL RESULTADO EN EL TRIMESTRE (1T07 VS 4T06)
Abastecimiento – Evolución del Beneficio Operacional – R$ millones
1.456 1.808
1.474 157 3.210
2.188 57
4T06 Ganancia Efecto Precio Efecto Costo Efecto Volumen Efecto Volumen Gastos Operac. 1T07 Benef.
Oper. en el Ingreso Medio en el en el Ingreso en el CPV Oper.
CPV
• Aumento de un 46% en la Ganancia Oper. debido principalmente de la reducción en el costo de
adquisición/ transferencia de petróleo en el trimestre;
• Este aumento fue parcialmente compensado por la reducción del volumen vendido de derivados en
el mercado interno.
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13. EXPORTACIÓN NETA DE PETRÓLEO Y DERIVADOS
Superávit Físico de 187 mil bpd y Financiero de US$ 528 millones en el 1T07
Exportación (mil barriles/día) Importación (mil barriles/día)
669 624 540
576 459 510
532 536 442 437
215
132
247 137
221 115 88 97
270 269
454 373 408
355 377 344 354 340
262 267
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Petróleo Derivados
• La balanza comercial en el 1T07 reflejó la estacionalidad de la demanda, el aumento de la
producción de derivados y la estabilidad de producción de petróleo.
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14. EVOLUCIÓN DEL BENEFÍCIO NETO – R$ millones (1T07 VS 4T06)
1.823 Producción Doméstica de Óleo, LGN y Condensado (mil bpd) 1.800
3.067 202 990
1067
5.200 2.147
134
4.131
4T06 LL Ingreso CPV Gastos Oper. Gasto Fin., No Impuestos Part. Accionistas 1T07 LL
Oper., Otros y no control.
Eq. Pat.
• El aumento del margen bruto, proporcionada por la reducción en el precio del petróleo y costos menores de importación y
de participación gubernamental; fue insuficiente para superar el aumento en los gastos extraordinarios con incentivo
financiero pago a los participantes del plan de pensión, por los efectos de la variación cambiaria en el resultado
financiero y por el aumento de la carga tributaria.
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15. ESTRUCTURA DE CAPITAL
Índices de Endeudamiento de Petrobras
32%
R$ millones 31/03/2007 31/12/2006
28% 28%
27% Endeudamiento de
26% (1) 11.879 13.074
24% Corto Plazo
23% 27%
26% Endeudamiento de
20% (1) 32.539 33.531
19% 18% 19% Largo Plazo
17%
16%
19% Endeudamiento Total 44.418 46.605
Caja y Aplic.
20.463 27.829
Financieras
jun/05 set/05 dez/05 mar/06 jun/06 set/06 dez/06 mar/07
Endeudamiento Neto
End. Neto/Cap. Neto. (2) 23.955 18.776
End. CP/End. Total
• Aumento del Endeudamiento Neto en función de la reducción del caja, debido al pago de
interés sobre capital propio (R$ 5,9 mil millones).
(1) Incluye endeudamiento contraído a través de contractos de Leasing (R$ 2.259 millones en 31.03.2007 y R$ 2.540 millones en 31.12.2006).
(2) Endeudamiento Total – Disponibilidades
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16. DEMOSTRACIÓN DEL FLUJO DE CAJA - CONSOLIDADO
R$ millones
1T07 4T06
(=) Caja Generado por las Actividades Operacionales 7.493 13.244
(-) Caja Utilizado en Actividades de Inversión (7.951) (12.061)
(=) Flujo de Caja Libre (458) 1.183
(-) Caja Utilizado en Actividades de Financiamiento (6.908) 2.127
Financiamientos (1.035) 2.128
Dividendos (5.873) (1)
(=) Generación de Caja en el Período (7.366) 3.310
Caja en el Inicio del Período 27.829 24.519
Caja en el Final del Período 20.463 27.829
• Fuerte utilización de recursos netos de la compañía para el pago a los accionistas y
prestamistas.
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17. INVERSIONES
R$ millones
1T07 %
Inversiones Directas 7.385 88
Exploración y producción 3.986 48
Abastecimiento 1.040 12
Gas y Energía 197 2
Internacional 1.922 23
Distribución 107 1
Corporativo 133 2
Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 861 11
Emprendimientos en Negociación 54 1
Proyectos Estructurados - -
Total de Inversiones 8.300 100
• Destaque para el monto de inversión internacional debido a la construcción de 2 navíos sonda
(R$ 636,4 millones) y desarrollo de campos en los EE.UU. (R$ 122,6 millones).
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18. COSTOS DE EXTRACCIÓN SIN PARTICIPACIÓN GUBERNAMENTAL
Δ = -0,6% o US$ 0,04
Sin Participación Gubernamental
US$/bbl
7,24 7,20
6,32 6,64
6,12
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
• Reducción de los costos de personal decurrente del reconocimiento no recurrente, en el cuarto
trimestre/06, del reajuste salarial aprobado en el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2006/2007,
retroactivo a septiembre/06;
• Menor utilización de materiales para reparaciones, para intervenciones de pozos y substitución
de piezas.
17

19. COSTOS DE EXTRACCIÓN CON PARTICIPACIÓN GUBERNAMENTAL
26 61,8
61,5 59,7
56,9 69,6 69,5 57,8
60
51,6
47,5 18,1 17,6
17,3 17,5
16,1 16,2
16 38,2 15,2 40
US$/boe
28,8 13,6 13,9
24,8 64% 11,5 59% 10,4 56%
11,0 65% 11,4
10,7 10,0 64% 9,0
7,6 59% 8,5 9,8
8,5 20
7,0
6,4
6 5,1
4,0 57%
6,0 6,1 6,3 6,1 6,6 7,2 7,2
4,3 5,4 5,4 0
3,0 3,4
2002 2003 2004 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
-4 -20
Lifting Cost Participación Gub. Brent
•Menor participación gubernamental en el trimestre en función de la disminución de los precios
medios de referencia del petróleo nacional, relacionados con las cotizaciones internacionales.
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20. COSTOS DE REFINO EN BRASIL (US$bbl)
Δ = -6,3% o US$ 0,17
Costo de Refino en Brasil
2,71
2,48 2,54
2,07
1,90
1T 06 2T 06 3T 06 4T 06 1T 07
•Disminución de 6,2% en 1T07 en relación al período anterior reflejando los menores gastos de
personal (salarios, ventajas y beneficios) en consecuencia del Acuerdo Colectivo de Trabajo
ocurrido en el trimestre anterior.
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21. COSTOS: TENDENCIAS EN EL MERCADO MUNDIAL
2006
•Tendencia al alza a partir de 2002/2003, tanto en el área de servicios para la industria petrolífera
como en el área de materia-prima (acero e hierro para construcción de plataformas y sondas)
Fuente: CERA 20

22. SECCIÓN DE PREGUNTAS Y RESPUESTAS
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Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Departamento de Relaciones con Inversores
Raul Adalberto de Campos Gerente Ejecutivo
E-mail: petroinvest@petrobras.com.br
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