Resultados 2006 & Perspectivas APIMEC

AVISO Investidores Norte-Americanos: 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. Investidores Norte-Americanos: 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

PRODUÇÃO TOTAL DE ÓLEO, LGN E GÁS NATURAL mil boed  = 1,4%  = 3,5% Aumento da produção no 4T06 comparado ao trimestre anterior influenciado pela entrada em produção de novos poços interligados à plataforma P-50 (Albacora Leste); No mesmo período a produção internacional apresentou queda na produção de óleo devido à parada por reivindicações salariais na Argentina afetando a produção em alguns campos e na produção de gás em decorrência da menor demanda do gás boliviano e da parada para conclusão de reparos nos dutos em San Antonio.

PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P US$/bbl 2005 2006  Preço Médio de Venda 45,42 54,71 20,45% Brent (Média) 54,38 65,14 19,79% Spread 8,96 10,43 - US$/bbl US$ 10,98 bbl O spread entre o preço médio do petróleo nacional e a cotação do Brent se manteve estável (US$ 10,80/bbl no 3T06 e US$ 10,98/bbl no 4T06) apesar do movimento de baixa no mercado internacional

Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (4T06 VS 3T06) Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões 1.779 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.823 A analise acima comparando o 1o semestre 2003 com o mesmo de 2002 exclui os dados referentes à Petrobras Energia de cada linha. Receita Líquida Aumento da receita líquida foi resultado unicamente do aumento do PMR em reais , sendo que: Crescimento do PMR (41,8% em dólar) 88,68% em Reais, apesar da queda de 6% no volume vendido de derivados no mercado interno. -Crescimento de 11,2% no volume exportado de derivados -Crescimento de 35% em dólar no preço do óleo exportado, apesar da queda de 4% no volume vendido -Queda em 20% no volume importado de derivados (aumenta margem) -Queda em 8% no volume importado de óleo (aumenta margem) CPV: período cresceu 40% em função do aumento das participações governamentais na produção, do aumento dos custos atrelados ao dólar, e do aumento do custo do petróleo importado O custo de extração por barril cedeu um pouco (3%)em dólares, mas expressos em reais refletem a desvalorização cambial de 32%. -Inclusive as participações governamentais, o custo por barril cresceu 60% em Reais (21% em dólares mais 32% desvalorização) em conseqüência de produtividade e da inclusão do campo de Marlim Sul em uma nova alíquota de part. Especial, além da inclusão dos campos Canto do Amaro e Roncador na faixa tributável de part. Especial. É bom lembrar que Participações especiais respondem a mudanças na taxa de câmbio e no preço internacional de petróleo. O custo unitário de refino cresceu 28% em Reais (queda 3% em dólares) em função de aumento no consumo e preço de aquisição de produtos químicos e catalisadores, além da desvalorização. Outras despesas operacionais cresceram principalmente em função das provisões em gás e energia(R$ 1 bilhão), despesas com planos de saúde (R$ 400 milhões), paradas em instalações industriais (R$ 150 milhões) entre outros. À variação cambial dentro de cada semestre (depreciação do câmbio de 22% no 1 semestre de 2002, e apreciação de 14% no 1trimestre de 2003) aumentou as despesas financeiras líquidas pelo menor rendimento das aplicações em títulos cambiais, na receita e pelo aumento nos reais necessários para pagar os juros pelo cambio medido semestre a semestre. Os ativos e passivos da Petrobras no exterior, em dólares, são convertidos trimestralmente pela taxa de câmbio do final do período para reais. Uma apreciação do Real diminui o valor contábil destes ativos. Como os passivos excedem os ativos, a apreciação do Real em 2003 foi positiva em comparação com 2002 quando houve depreciação no que diz respeito a variações monetárias e cambiais que alcançaram reais R$ 3,3 bilhões contra R$ 2,4 milhões em 2002. Pelo mesmo motivo a participação em subsidiárias também teve um efeito negativo. O maior lucro resultou no aumento dos impostos. A participação dos acionistas minoritários também foi influenciada negativamente pelo cambio em função da diminuição das dívidas da TBG. A Petrobras Energia somou somente R$ 361 milhões ao lucro líquido ou 3,8%. O resultado operacional do E&P, 4T06, foi afetado particularmente pelo decréscimo nos preços do petróleo no mercado internacional.

PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR US$/bbl 2005 2006  PMR Brasil 58,58 70,92 21,07% Brent (Média) 54,38 65,14 19,79% PMR EUA 75,52 15,93% 4T05 Média 3T06 Média 4T06 Média 72,90 81,83 68,90 72,28 70,59 68,81 56,90 69,49 59,68 No 4T06 nossos preços estiveram em linha com os preços praticados no mercado Americano. Após o verão Americano os preços internacionais tenderam à baixa.

EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (4T06 VS 3T06) Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões 4.191 Efeito Volume na Receita Efeito Preço na Receita Efeito Custo Médio no CPV O efeito da queda do PMR reduziu a receita do Abast em R$ 3.557 milhões; Os efeitos da queda de preços de transferência do E&P para o Abast e dos menores custos das operações offshore contribuíram para redução do custo médio (R$ 4.191 milhões). O efeito líquido de R$ 634 milhões reflete a utilização da realização de estoque formado a custos mais elevados no trimestre anterior.

DEMONSTRATIVO DE RESULTADO 4T06 VS 3T06 - 5,4% -1,4% R$ milhões - 19,9% - 26,2% - 26,6% Queda de receita líquida devido à queda nos preços do petróleo (E&P) e de realização (Abast.) e menor volume de vendas no 4T06. O decréscimo do CPV não acompanhou a queda na receita em função da realização de estoques formados a custos mais elevados no 3T06 (critério de avaliação de estoques pelo custo médio); Elevação das despesas operacionais, especialmente Exploratórias e Gerais e Administrativas.

EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (4T06 VS 3T06) 1.779 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.823 Redução do lucro no 4T06 deveu-se, principalmente, aos menores preços médios de realização das exportações e dos derivados no mercado interno; A realização de estoque formado a custos mais elevados no trimestre anterior (critério de custo médio) impediu uma queda mais acentuada do CPV.

CUSTOS DE EXTRAÇÃO COM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL 59% 64% 64% 65% 59% 57% Menor participação governamental no trimestre em função da diminuição dos preços médios de referência do petróleo nacional, atrelados às cotações internacionais.

CUSTOS DE REFINO NO BRASIL (US$bbl)  = 9% ou US$ 0,23 Aumento de 9% no 4T06 em relação ao período anterior refletindo o aumento dos gastos com pessoal em função do Acordo Coletivo de Trabalho 2006/2007 e das paradas programadas.

VOLUME DE VENDAS Volume de vendas no mercado interno em 2006 superior em 3% devido principalmente à: Gasolina (7%): crescimento da frota, redução do teor do álcool na gasolina, à recuperação da massa salarial do consumidor e à perda de competitividade do álcool (carros flexfuel); Nafta (5%): maior disponibilidade de nafta no sistema Petrobras associado aos preços mais atrativos em relação aos praticados no mercado internacional; Gás Natural (7%): substituição ao óleo combustível na atividade industrial e intensificação do uso do gás natural veicular; No mercado externo aumento nas vendas devido ao incremento das operações off-shore e da inclusão das vendas das empresas adquiridas em 2006

EXPORTAÇÃO LÍQUIDA DE PETRÓLEO E DERIVADOS Superávit Físico de 128 mil bpd no 4T06 e 93 mil bpd no ano Exportação (mil barris/dia) Importação (mil barris/dia) 669 559 540 581 576 548 488 510 523 532 459 446 442 409 O declínio da participação do óleo nacional na carga processada (devido às vantagens comerciais de processar maior quantidade de óleo leve, reduzindo a produção de óleo combustível) permitiu a elevação das exportações de petróleo pesado e a diminuição das exportações de óleo combustível; Em contrapartida houve elevação das importações de óleo leve e estabilidade na importação de derivados. 2006 inclui exportações em andamento

ESTRUTURA DE CAPITAL Índices de Endividamento da Petrobras Queda no endividamento total e líquido: Forte geração de caixa operacional vem possibilitando a redução da dívida (recompra de títulos) e aumento do saldo de caixa Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 2.540 em 31.12.2006 e R$ 3.300 em 31.12.2005). Endividamento Total – Disponibilidades

INVESTIMENTOS Investindo prioritariamente no desenvolvimento da capacidade de produção de petróleo e gás natural, através de investimentos próprios e da estruturação de empreendimentos com parceiros.

A Petrobras obteve o maior crescimento anual entre as majors... COMPARAÇÃO DE LUCRO LÍQUIDO 3T06 Vs 4T06 E 2006 Vs 2005 A Petrobras obteve o maior crescimento anual entre as majors... ...mas no entanto teve seus resultados do 4T06 afetados pela queda do preço do Brent. Fonte: Evaluate Energy * Resultados Petrobras convertidos pelos dólares médios dos períodos em questão

Desenvolvimentos recentes

 Principais projetos no E&P Brasil em 2007 Capacidade adicional = 580 mil bpd Crescimento da produção = 8% P-54 Roncador 180.000 bpd Out07 SSP Piranema 20.000 bpd Maio07  P-52 Roncador 180.000 bpd Dez07 FPSO RJ Espadarte 100.000 bpd Jan07 Cidade Vitória Golfinho 100.000 bpd Maio07 Campo de Manati iniciou produção em fevereiro de 2007 com capacidade de 2 milhões de metros cúbicos por dia e deverá atingir 6 milhões de metros cúbicos por dia ao final de 2007.

Custos de upstream: Capex & Opex Revisão dos projetos da P-55 e P-57: Suspensão das licitações, menor preço acima da estimativa da Companhia. Em estudo: Redução da capacidade (atualmente de 180 mil bpd); Mudanças nas especificações; Adaptação de um casco de um petroleiro existente (a ser adquirido no mercado – P-57). Evidência de inflexibilidade de certos custos relativos à indústria: recursos humanos, serviços especializados de E&P, produtos químicos etc. Consolidação das Cias fornecedoras de equipamentos (em especial de perfuração) não deverá afetar bruscamente os custos no curto prazo, uma vez que a Petrobras utiliza contratos de longo prazo e frota própria. Parte dos custos operacionais apresenta forte correlação com os preços do petróleo, portanto uma queda de preço acarretaria impacto positivo no custo de extração, principalmente em relação à participação governamental.

Desenvolvimentos recentes em Downstream As refinarias no Brasil processaram 1.899.200 bpd em 27 de fevereiro – novo recorde da Petrobras Dois projetos terão início em 2007 na REDUC: uma unidade de coqueamento retardado de 5.000 m3/dia e uma planta de coqueamento de NAFTA de 2.000 m3/dia. => Investimentos em elevação da conversão de óleo pesado. Iniciando a construção de planta de polipropileno na Petroquímica de Paulínia. Investimento total de R$ 300 milhões, com operações esperadas para 3T08. => Investimentos petroquímica em sinergia com o refino; aproveitamento do gás de refinaria.

ÁLCOOL: O potencial de expansão da produção mundial é enorme América do Norte e Central 37% Brasil 35% Europa 9,8% América do Sul 38% Ásia 16,2% Distribuição atual do consumo mundial Mercado global de etanol é de 46,5 bilhões de litros Etanol como combustível é de 30,6 bilhões de litros ou 67% do total produzido Atualmente o consumo de etanol equivale a 2,6% do mercado de gasolina Elevando a participação do etanol para 10% da gasolina representará 118 bilhões de litros (mais de 2 milhões de barris por dia) 20

ÁLCOOL: Petrobras participará da cadeia logística de exportação Novo alcoolduto (800 km) Exportação de etanol 3,5 milhões de m3 em 2012 Terminal marítimo do Rio de Janeiro Novo canal de escoamento de etanol Terminal marítimo São Paulo Novo Alcoolduto passando por Goiás, Minas e São Paulo e chegando ao terminal de São Sebastião (SP) e da Ilha D’água (RJ), O projeto da Petrobras, juntamente com Mitsui e Camargo Correa, é totalmente destinado à exportação, procurando suprir o potencial de demanda no exterior

Infra-estrutura de gás natural Financiamento do Gasene – duas operações de financiamento (BNDES) totalizando R$ 1,36 bilhão, através da Transportadora Gasene S.A., responsável pelo projeto. R$ 1,05 bilhão será aplicado na aquisição de dutos para o segmento GASCAC (940 km), que ligará Cacimbas (ES) a Catu (BA). Investimento total estimado em R$ 3,5 bilhões. R$ 312 milhões serão destinados ao segmento GASCAV (300 km), conectando Cabiúnas (RJ) a Vitória (ES). Investimento total estimado em R$ 1,5 bilhão. Termelétricas à gás Testes da capacidade de geração simultânea das termelétricas à gás indicaram uma disponibilidade de até 1.363 MW (geração própria no S/SE/CO). Gás adicional para geração de energia estará disponível na medida em que a Petrobras desenvolver produção adicional de gás => mesmo tempo em que sua capacidade ociosa for sendo contratada.

Consolidando posição Estados Unidos da América Mineral Management Service (MMS) aprovou o plano conceitual de desenvolvimento dos campos de Cascade e Chinook no Golfo do México (GoM). Petrobras propôs 6 novas tecnologias no GoM, incluindo uma FPSO com torre desconectável. Produção iniciada em Cottonwood, alcançando 25 mil boed depois que um segundo poço for conectado em Março de 2007. Bolívia Petrobras e YPFB selaram acordo sobre o gás importado Sem alteração no volume Sem alteração no preço do gás natural Petrobras pagará preços internacionais pelas frações líquidas de hidrocarbono presentes no gás (etano, butano, propano e gasolina natural). A YPFB passa a ter obrigação de entregar tais frações nobres

Eventos Recentes: Corporativo e Financeiro Dividendos R$ 7.897 milhões (R$ 1,80 por ação, R$ 7,20 por ADR) Inclui JCP (R$ 6.361 milhões - R$ 1,45 por ação), R$ 4.387 milhões pagos em jan/2007 e R$ 1.974 milhões em mar/2007. Recompra de ações Conselho da Administração aprovou Programa de Recompra de Ações Preferenciais para cancelamento futuro. Oferta de troca de títulos Propostas recebidas e aceitas totalizando US$ 399.053 mil (valor de face) para as cinco séries de títulos (PIFCO). Investment Grade Standard & Poor’s elevou a Petrobras ao grau de investimento BBB – classificação de crédito de longo prazo em moeda local e estrangeira.

SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS Visite nosso website: www.petrobras.com.br/ri Para mais informações favor contactar: Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS Departamento de Relacionamento com Investidores Raul Adalberto de Campos– Gerente Executivo 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

ANÁLISE DAS DESPESAS OPERACIONAIS 4T06 VS 3T06 0,3% 18,4% R$ milhões 54,0% 35,9% 2,2% Despesas de vendas: ficou estável; apesar do decréscimo no volume total vendido no mercado interno, houve elevação dos volumes individuais de gasolina e diesel. Gerais e Adm.: maiores gastos com pessoal devido aumento da força de trabalho e ao acordo coletivo ; Custos Exploratórios: baixa de poços secos/sub-comerciais e atualização da provisão para abandono de área.

CONTRIBUIÇÃO DAS ÁREAS DE NEGÓCIO PARA O LUCRO OPERACIONAL 4T05 vs. 3T05 (R$ milhões) Internacional: queda principalmente devido: Redução das cotações internacionais do petróleo; Menor volume comercializado na Argentina (greve dos petroleiros privados); Menor volume vendido na Bolívia (reparo complementar no duto de San Antonio); Baixa de poços nos EUA, e gastos com sísmica na Arg. e EUA; G&E: melhoria em relação ao 3T06 em decorrência de: Aumento no lucro bruto, em função das melhores margens na comercialização de energia; Reconhecimento da perda no trimestre anterior decorrente do encerramento do contrato de hedge para redução da volatilidade de preços do gás natural.

Petroquímica Comperj (Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro) Recebimento de certificado de propriedade de terra para instalação do Complexo, 45 milhões de metros quadrados; Assinatura de acordo com Embrapa para desenvolvimento de cinturão verde ao redor do Comperj; Estudos básicos de engenharia já em andamento; Desenvolvimento de nova tecnologia (FCC) para processar grandes volumes de propano, eteno e aromáticos a partir do petróleo pesado. Complexo Petroquímico Suape Consiste em duas unidades: PTA (“purified terephthalic acid”) usado na produção de PET, com operações previstas para 4T08; POY (“polyester yarns”), com operações previstas para 2010. Petrobras detém 50% da unidade de PTA e 40% de POY; Investimentos total de R$ 800 milhões.

Construção de plantas de biodiesel Três Projetos em curso BA MG CE Quixadá Capacidade: 171 mil m3/ano (~1 milhão bpa) Investimentos: ~ US$ 60 milhões Insumos Agricultura familiar: mamona, algodão e palmeiras. Complementarmente: soja. Geração de postos de trabalho Construção: 1.200 diretos e 400 indiretos Operação: 105 diretos Produção de matéria prima: 70.000 famílias Candeias Montes Claros Semi-árido Início: 4T07 Todo biodiesel da Petrobras possui certificação social

H-BIO em 4 refinarias – usando até 256 mil m3/ano de óleo vegetal H-Bio – Tecnologia de uso complementar do óleo vegetal, patenteada pela Petrobras 2007 H-BIO em 4 refinarias – usando até 256 mil m3/ano de óleo vegetal 9,1% do total de óleo de soja exportado Equivalente a 15% da importação de diesel 2008 H-BIO em 5 refinarias – usando até 425 mil m3/ano de óleo vegetal 15,1 % do total de óleo de soja exportado Equivalente a 25% da importação de diesel Principais vantagens: Ausência de emissões Logística simples Melhora a qualidade do diesel Fonte flexível de óleo vegetal Fontes: Abiove e Petrobras

Revisão do Capex Atualização do PLANGAS para aproveitar oportunidades no mercado de gás natural 45% da revisão (R$ 3.328 milhões de R$ 7.542 milhões) se deve a projetos do PLANGAS

Renegociação do Plano de Pensão Petros R$ mil 2006 2005 2004 Valor presente da dívida atuarial 36.867.058 33.756.097 30.548.261 Valor justo dos ativos do plano 27.805.938 24.405.413 21.100.801 Valor presente do déficit 9.061.120 9.350.684 9.447.460 O objetivo de 2/3 de adesão ao Novo Plano foi atingido. O incentivo financeiro, negociado com representantes sindicais como contrapartida para a repactuação, está estimado em R$ 900 milhões e será creditado em março. Com a repactuação (adesão) as aposentadorias e pensões passam a ser corrigidas pelo IPCA, sem vínculo com o reajuste salarial dos empregados ativos. Menor probabilidade de déficits atuariais. O Plano Petros 2 deverá ser oferecido aos empregados que atualmente não estão cobertos por plano de previdência suplementar patrocinado pela Petrobras. “Para a Petrobras, a proposta de adaptação do modelo de pensão suplementar é fundamental para sua administração, tanto como instrumento de administração de pessoal, medida em que mantém sua atratividade, como para sua financiabilidade, sua solidez”