1. PETROBRAS
Resultados Primer Trimestre Ejercicio 2006
‘
Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS
Bolsa de Comercio de Buenos Aires
Carlos Henrique Dumortout Castro
Gerente de Renta Fija - Relaciones con Inversores
Buenos Aires, 18 de mayo de 2006
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2. PETROBRAS
Las presentaciones pueden contener previsiones sobre eventos futuros.
Estas previsiones reflejan únicamente las expectativas de los
administradores de la Compañía. Los términos "anticipa", "cree", "espera",
"prevé", "pretende", "planea", "proyecta", "tiene por objeto", "deberá", así
como otros similares, sirven para identificar dichas previsiones, lo que
puede implicar, evidentemente, riesgos o incertidumbres previstos o no por
la Compañía. Siendo así, es posible que los resultados futuros de las
operaciones de la Compañía difieran de las actuales expectativas, por lo que
los presentes no deben basarse exclusivamente en las informaciones
contenidas aquí. La Compañía no está obligada a actualizar las
presentaciones y previsiones en razón de nuevas informaciones o de sus
desdoblamientos futuros.
Aviso a los inversores Norteamericanos:
La SEC sólo permite que las compañías de petróleo crudo y gas incluyan en
sus informes archivados reservas probadas que la Compañía haya
comprobado mediante la producción o pruebas conclusivas que sean
viables económica y legalmente en las condiciones económicas y operativas
vigentes. Utilizamos algunos términos en esta presentación, tales como
descubrimientos, que las orientaciones de la SEC nos prohíben usar en
nuestros informes archivados.
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3. PETROBRAS
Demostrativo de Resultado 1T06 vs. 4T05
1T06 4T05
38.638 -7,1%
Ingresos Netos
35.886
22.030 -10,8%
R$ millones
CPV
19.644
13.211 6,8%
EBITDA
14.113
10.940 9,8%
Utilidad Operativa
12.010
Mayor pago
de IR
8.142 -18,0%
Utilidad Neta
6.675
• Resultado operativo un 9,8% más elevado que en el trimestre anterior, debido
especialmente a la ausencia de items extraordinarios (gastos operativos) ocurridos en el
4T05 como será demostrado en la diapositiva siguiente.
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4. PETROBRAS
Análisis de los Gastos Operativos 1T06 vs. 4T05
1T06 4T05
1.709 -21,5%
Gastos de Ventas
1.342
1.660
Generales y Adm. -28,6%
1.186
1.254
Costos de Exploración -75,3%
310
573
Otros -25,3%
428
• Mejor estructura de gastos operativos en el 1T06 por la no ocurrencia de items
extraordinarios del 4T05, tales como: gastos con provisión para deudores dudosos,
personal, reducción de los gastos con exploración y perforación y no cumplimientos
contractuales con termoeléctricas.
• Además de la no ocurrencia de estos items, hubo también una reducción de los costos
con fletes marítimos en el 1T06.
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5. PETROBRAS
Producción Nacional de Petróleo y LGN
∆ = 14% ∆ = 2,5%
1.795
mil bpd
1.730 1.725 1.736 1.751
1.543
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 abr/06
•El aumento del 14% en relación con el mismo trimestre del año anterior fue debido,
principalmente, a la entrada en operación de las plataformas P-43 y P-48 (Barracuda y
Caratinga) en diciembre de 2004 y febrero de 2005 en la cuenca de Campos, y cuyas
producciones fueron estabilizadas a partir del 2º trimestre de 2005.
•El 21 de abril de 2006 la plataforma P-50 (180 mil bpd) entró en operación en el campo
de Albacora Leste y el 8 de mayo el FPSO Capixaba (100 mil bpd) entró en operación en
el campo de Golfinho. Otras 2 unidades están previstas para el 2S06: P-34 y Piranema.
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6. PETROBRAS
Precios del Petróleo en E&P
61,53 61,75
US$ 8,06 bbl
56,90
51,59 56,39
52,70 57,59
47,83
44,00 53,69
41,59
US$/bbl
54,24
49,33
38,98
35,38 46,05
44,19
32,02 34,38 39,70 43,04
30,77 37,48
36,14 35,11
32,88
29,53
1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06
Brent (promedio) Precio medio de venta Cesta OPEP
•La diferencia entre el precio promedio del petróleo nacional y la cotización del petróleo
tipo Brent se redujo de US$ 10,85/bbl en el 4T-2005 para US$ 8,06/bbl en el 1T-2006. Esa
apreciación del petróleo pesado en el trimestre perjudicó la performance de los márgenes
de refinación.
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7. PETROBRAS
Costos de Extracción sin Participación Gubernamental(*)
∆ = +4% o US$ 0,25
6,07 6,32
5,99
5,45 5,44
1T 05 2T 05 3T 05 4T 05 1T06
Principales causas
+ US$ 0,07/boe: producción total menor en el 1T06 (90 días) respecto del 4T05(92 días).
(1T06: 1.751 x90 =157.590 barriles contra 4T05: 1.736 x 92 días = 159.712, diferencia 2.122)
+ US$ 0,18/boe: efecto cambio promedio debido a la apreciación del Real en el 3%.
En Reales ese indicador permaneció estable en comparación con el trimestre anterior (R$
13,69 vs. R$ 13,73 en el 4T05).
(*) La compañía, en el sentido de promover una mayor adherencia de los indicadores a sus modelos de gestión y
operativos, revisó los conceptos de esos indicadores, promoviendo el recálculo de los períodos anteriores. 6

8. PETROBRAS
Costos de Extracción con Participación Gubernamental
26 61,5 56,9 62
51,6 61,8
47,5 52
21
38,2 17,3 42
15,0 16,0
16
28,8 13,6 13,3
US$/boe
32
63%
24,8
62%
10,7 9,9 11,0
11
56%
7,6 9,6
8,5 7,8 22
7,0 6,4
6 5,1
57%
4,0 12
6,0 5,5 5,4 6,1 6,3
3,0 3,4 4,3
1 2
2002 2003 2004 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06
-4 -8
Costo de Extracción Participación Gub. Brent
• Aumento del peso de la participación gubernamental en los costos de extracción en
función de los mayores precios del BRENT y la entrada en producción de campos de alta
productividad.
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9. PETROBRAS
Evolución del Resultado en el trimestre (4T05 vs. 1T06)
Exploración y Producción
Evolución de la Utilidad Operativa – R$ millones
Producción Nacional de Petróleo, LGN y Condensado (mil bpd)
1.736 1.751
807 10.523
2.059 233 193 96
7.987
4º Tri - 05 Utilidad Efecto Precio en Efecto Volumen Efecto Costo Efecto Volumen Gastos Oper. 1º Tri - 06 Utilidad
Oper. las ventas en las ventas Medio en el CPV en el CPV Oper.
• Aumento del 31% en el resultado operativo debido al aumento del precio internacional
del petróleo y de la reducción de los gastos con exploración y perforación en el 1T06.
•Aunque la producción media diaria haya aumentado, el volumen total producido fue
menor debido al menor número de días en el trimestre.
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10. PETROBRAS
Refinación en Brasil y Ventas en el Mercado interno
1.708 1.804 1.761 1.812 100
1.800 1.668
1.731 95
1.600 1.665
1.589 1.647 1.649
90
1.400 91 91 91
83
1.200 87 85
1.000 80
81 80 79 81
800 79 75
600 70
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06
Producción Nacional de Derivados
Volum en de Derivados Vendidos
Utilización de la Capacidad Nom inal (%) - Brasil
Participación del petróleo nacional en la Carga Procesada
• Se destaca el aumento de la participación del petróleo nacional en la carga procesada
al mismo tiempo que tenemos una elevación en la producción de derivados. Eso es
resultado de las mejorías operativas en las refinerías, en particular en la conversión del
petróleo pesado.
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11. PETROBRAS
Precio Medio de Realización - PMR
100 4T05 1T06
Promedio Promedio
80 74,05 71,0
68,9 70,2
60 61,8
56,9
40
20
mar-04 jun-04 sep-04 dic-04 mar-05 jun-05 sep-05 dic-05 mar-06
PMR Brasil (US$/bbl)
Precio Medio Brent (US$/bbl)
PMR EE.UU. (US$/bbl c/ volúmenes vendidos en Brasil)
• El PMR en Brasil en línea con los precios internacionales. Los Precios internacionales
siguen presionados por cuestiones geopolíticas y la demanda asiática;
• En reales el PMR pasó de R$ 161,11 a R$ 153,16 (una reducción del 4,9%) en el 1T06.
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12. PETROBRAS
Costo de Refinación en Brasil (*) (US$/bbl)
1,96 2,03
1,86 1,90
1,74
1T 05 2T 05 3T 05 4T 05 1T 06
• Reducción del 6% en función del menor número de paradas programadas en el
trimestre;
• Descontando los efectos de la apreciación del 3% en la tasa media del real, el costo
unitario de refinación disminuyó un 8%.
(*) La compañía, en el sentido de promover una mayor adherencia de los indicadores a sus modelos de gestión y
operativos, revisó los conceptos de esos indicadores, promoviendo el recálculo de los períodos anteriores. 11

13. PETROBRAS
Evolución del Resultado en el trimestre (1T06 vs. 4T05)
Abastecimiento Evolución de la Utilidad Operativa – R$ millones
1.606 42 3.013
123 1.672
2.302
696
4º Tri - 05 Utilidad Efecto Precio en Efecto Volumen Efecto Costo Efecto Volumen Gastos Operativos 1º Tri - 06 Utilidad
Operativa las ventas en las ventas Medio en el CPV en el CPV Operativa
• Aumento de la Utilidad Operativa debido principalmente a la realización de stocks formados con costos menores
en el trimestre anterior que impactaron en el costo medio del CPV.
• Principales efectos en la reducción del volumen de ventas:
R$ 650 millones en función del menor volumen de ventas en el mercado interno, debido
al menor número de días en el 1T-06 ;
R$ 340 millones en la reducción de las exportaciones de petróleo de los terminales del
Abastecimiento;
R$ 300 millones de ventas offshore, R$ 160 millones de venta de petróleo en el mercado interno, R$ 101
millones en exportaciones de derivados.
•Efecto Precio en los Ingresos: aumento en el PMR de los derivados en el mercado externo.
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14. PETROBRAS
Evolución de la Utilidad Neta – R$ millones (4T05 vs. 1T06)
1.736 Producción Nacional de Petróleo, LGN y Condensado (mil bpd) 1.751
1.006
1.436
850 1.210
8.142 2.752
2.386 1.483
6.675
4T05 Utilidad Neta Ingreso CPV Gastos Oper. Gastos Fin. Part. De los Part. Accionistas Im puestos 1T06 Utilidad Neta
Em pleados no controlantes
•La Utilidad Neta en el 1T06 fue afectada negativamente por:
• Menor precio de realización en Reales;
• Aumento del Impuesto a la Renta (ausencia del beneficio fiscal ocurrido en el 4T05 por la
declaración de intereses sobre capital propio) y;
• Comportamiento de la tasa de cambio (apreciación del Real en un 3%) generó pérdidas de
equivalencia patrimonial.
• Esos efectos fueron parcialmente compensados por la mejor estructura de gastos y costos.
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15. PETROBRAS
Contribución de las Áreas de Negocio para la Utilidad Operativa 1T06 vs. 4T05
(R$ millones)
451 2.503
874 355 93 11
2.770
12.010
10.145
4T05 Utilidad E&P Abast. G&E Distrib. Internacional Corp. Elimin. 1T06 Utilidad
Oper. Oper.
• Resultado afectado principalmente por:
• G&E: Debido a la ausencia de gastos extraordinarios relativos al cumplimiento de items
contractuales con termoeléctricas (ocurridas en el 4T05);
• INTER: La mejora en los precios de realización no fue suficiente para compensar el
efecto de la conversión de los estados contables (apreciación del Real en un 7% en el
1T06)
• DISTRIB: Pérdida de Market Share debido a la mayor agresividad de la competencia.
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16. PETROBRAS
Exportación Neta de Petróleo y Derivados
Exportación (mil bpd) Importación ( mil bpd)
504 517 542 559
439 446 424 446 459
409 109
206 213 241 255 216
94 115
228 105
450
233 233 263 262 326 319 352 344
181
2002 2003 2004 2005 1T06
2002 2003 2004 2005 1T06
Petróleo Derivados
Petróleo Derivados
• Superávit físico de 58 mil bpd en el 1T06;
• En volúmenes financieros, déficit de sólo US$ 41 millones.
• (Exportaciones: US$ 2.540 millones / Importaciones: US$ 2.580 millones)
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17. PETROBRAS
Distribución del Efectivo y Aplicaciones Financieras
(R$ millones)
1.600
25.000
1.200
Ingresos Financieros
15.000
Efectivo
800
400
5.000
0
'31/12/2004 31/03/05 30/06/05 30/09/05 31/12/05 31/03/06
(5.000)
Var. Cambiaria*
(400)
∆0,4% ∆-11,8% ∆-5,5% ∆5,3% ∆-7,2%
(15.000) En el exterior Fondos de Inv. Exclusivos / Cambiarios**
(800)
En Brasil - Renta Fija Caja
Ingreso Financiero
(25.000) (1.200)
• Ingreso financiero refleja la posición de la caja indexada al dólar como forma de hedge al
endeudamiento y a los costos dolarizados.
* Dólar al final del período
** En el rubro "Fondos de inversiones financieras - cambiaria " fue reclasificada para “..inversiones exclusivas" para
adecuarse a la exigencia de la instrución CVM 411 y 413/2004.
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18. PETROBRAS
Estructura de Capital
Índices de Endeudamiento de Petrobras
37% R$ millones 31/03/2006 31/12/2005
32% Endeudamiento Corto
(1) 11.399 11.116
Plazo
26% 26%
Endeudamiento Largo
23% (1) 33.100 37.126
Plazo
20% 19% 19%
24% Endeudamiento Total 44.499 48.242
20%
Caja y Equivalentes
22.983 23.417
de Caja
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06
End. neto./Cap. Neta Endeudamiento Neto
(2) 21.516 24.825
End. CP/End. Total
•Aumento del endeudamiento de corto plazo fue resultante del vencimiento del
PRI Bonds en 2007.
•Reducción del 13% respecto de 31.12.05 debido a:
Efectos de la apreciación del Real frente al Dólar;
Amortización de financiamientos.
(1) Incluye endeudamiento contraído a través de contratos de Leasing (R$ 2.942 millones el 31.03.2006 y R$ 3.300 millones el 31.12.2005).
(2) Endeudamiento Total – Disponibilidades
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19. PETROBRAS
Demostración del Flujo de Caja – Consolidado
R$ millones
1T06 4T05 (1)
(=) Efectivo Generado por las Actividades Operativas 10.144 8.513
(-) Efectivo Utilizado en Actividades de Inversión (6.020) (7.025)
(=) Flujo de Efectivo Neto 4.124 1.488
(-) Efectivo Utilizado en Actividades de Financiación (4.558) (718)
Financiaciones (499) (768)
Dividendos (4.059) 50
(=) Generación de Efectivo en el Ejercicio (434) 2.206
Efectivo al Inicio del Ejercicio 23.417 21.210
Efectivo al Cierre del Ejercicio 22.983 23.417
• Caja al cierre del ejercicio afectada por el pago de interés sobre el capital
propio durante el 1T06.
(1) A partir del 01.01.2005, las Sociedades de Propósito Específico, cuyas actividades operativas son controladas, directa o indirectamente,
por Petrobras, fueron incluidas en los Estados Contables Consolidados, conforme lo que determina la Instrucción CVM nº 408/2004. 18

20. PETROBRAS
Inversiones
R$ Millones
2006 % 2005 % %
• Inversiones Directas 5.386 91 4.740 89 14
Exploración y Producción 3.359 57 2.834 54 19
Refinería y Marketing 799 13 681 13 17
Gas y Energía 149 3 433 8 (66)
Internacional 703 12 545 10 29
Distribución 138 2 112 2 23
Corporativo 238 4 135 2 76
• Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 494 8 457 9 8
• Emprendimientos en Negociación 33 1 45 1 (27)
• Proyetos Estructurados 1 - 39 1 (97)
Exploración y Producción 1 - 39 1 (97)
Espadarte/Marimbá/Voador 1 - 39 1 (97)
Total de inversiones 5.914 100 5.281 100 12
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21. PETROBRAS
PREGUNTAS Y RESPUESTAS
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Para más informaciones por favor contactar:
Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Departamento de Relaciones con Inversores
Raul Adalberto de Campos– Gerente Ejecutivo
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
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