PETROBRAS

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Resultados Primer Trimestre Ejercicio 2006Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS

Bolsa de Comercio de Buenos Aires

Carlos Henrique Dumortout CastroGerente de Renta Fija - Relaciones con Inversores

Buenos Aires, 18 de mayo de 2006

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PETROBRAS

1

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 seanviables 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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2

Demostrativo de Resultado 1T06 vs. 4T05

6.675

12.010

14.113

19.644

35.886

8.142

10.940

13.211

22.030

38.638

Utilidad Neta

Utilidad Operativa

EBITDA

CPV

Ingresos Netos

1T06 4T05-7,1%

6,8%

9,8%

-10,8%

-18,0%

R$

mill

ones

• 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.

Mayor pagode IR

PETROBRAS

3

428

310

1.186

1.342

573

1.254

1.660

1.709

Otros

Costos de Exploración

Generales y Adm.

Gastos de Ventas

1T06 4T05

Análisis de los Gastos Operativos 1T06 vs. 4T05

-21,5%

-28,6%

-75,3%

-25,3%

• Mejor estructura de gastos operativos en el 1T06 por la no ocurrencia de itemsextraordinarios 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.

PETROBRAS

4

Producción Nacional de Petróleo y LGN

1.7951.7511.730 1.725 1.736

1.543

1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 abr/

mil

bpd

∆ = 14% ∆ = 2,5%

•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.

06

PETROBRAS

5

61,53

46,05

61,7556,90

35,38

41,59

32,02

47,8344,00

51,59

53,6954,24

43,04

29,53

36,1432,88

37,4835,11

57,5952,7056,39

49,33

30,7734,38

38,98

39,7044,19

1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06

US

$/bb

l

Brent (promedio) Precio medio de venta Cesta OPEP

Precios del Petróleo en E&P

•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.

US$

8,0

6 bb

l

PETROBRAS

6

5,995,45 5,44

6,07 6,32

1T 05 2T 05 3T 05 4T 05 1T06

Costos de Extracción sin Participación Gubernamental(*)

∆ = +4% o US$ 0,25

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.

PETROBRAS

7

3,0 3,4 4,3 6,0 5,5 5,4 6,1 6,34,0 5,1

6,47,6 7,8 9,6 9,9 11,024,8

28,8

38,2

47,551,6

61,5 56,961,8

-4

1

6

11

16

21

26

2002 2003 2004 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06

US$

/boe

-8

2

12

22

32

42

52

62

Costo de Extracción Participación Gub. Brent

7,08,5

10,7

13,6 13,315,0 16,0 17,3

Costos de Extracción con Participación Gubernamental

57%

63%

• 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.

62%

56%

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Evolución del Resultado en el trimestre (4T05 vs. 1T06)Exploración y Producción

7.987

2.059 193807 10.523

96233

4º Tri - 05 UtilidadOper.

Efecto Precio enlas ventas

Efecto Volumenen las ventas

Efecto CostoMedio en el CPV

Efecto Volumenen el CPV

Gastos Oper. 1º Tri - 06 UtilidadOper.

Evolución de la Utilidad Operativa – R$ millonesProducción Nacional de Petróleo, LGN y Condensado (mil bpd) 1.7511.736

• 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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Refinación en Brasil y Ventas en el Mercado interno

• 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.

1.761 1.8121.8041.6681.708

1.6491.6471.7311.665

1.589

81

91

8783

91 91

81 807979

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

1T05 2T05 3T05 4T05 1T0670

75

80

85

90

95

100

Producción Nacional de DerivadosVolumen de Derivados VendidosUtilización de la Capacidad Nominal (%) - BrasilParticipación del petróleo nacional en la Carga Procesada

PETROBRAS

10

20

40

60

80

100

mar-04 jun-04 sep-04 dic-04 mar-05 jun-05 sep-05 dic-05 mar-06PMR Brasil (US$/bbl)Precio Medio Brent (US$/bbl)PMR EE.UU. (US$/bbl c/ volúmenes vendidos en Brasil)

Precio Medio de Realización - PMR

• 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.

68,9

74,05

56,9

4T05Promedio

70,261,8

71,0

1T06Promedio

PETROBRAS

11

1,741,96 1,86

2,03 1,90

1T 05 2T 05 3T 05 4T 05 1T 06

Costo de Refinación en Brasil (*) (US$/bbl)

• 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.

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Evolución del Resultado en el trimestre (1T06 vs. 4T05)Abastecimiento Evolución de la Utilidad Operativa – R$ millones

• 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.

2.302123

696

42 3.0131.606

1.672

4º Tri - 05 UtilidadOperativa

Efecto Precio enlas ventas

Efecto Volumenen las ventas

Efecto CostoMedio en el CPV

Efecto Volumenen el CPV

Gastos Operativos 1º Tri - 06 UtilidadOperativa

PETROBRAS

13

8.142 2.752 2.386

1.436850

1.0061.210

6.6751.483

4T05 Utilidad Neta Ingreso CPV Gastos Oper. Gastos Fin. Part. De losEmpleados

Part. Accionistasno controlantes

Impuestos 1T06 Utilidad Neta

Evolución de la Utilidad Neta – R$ millones (4T05 vs. 1T06)

Producción Nacional de Petróleo, LGN y Condensado (mil bpd) 1.7511.736

•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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• Resultado afectado principalmente por:• G&E: Debido a la ausencia de gastos extraordinarios relativos al cumplimiento de itemscontractuales 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.

10.145

2.770874 355 93 11 451

12.010

2.503

4T05 UtilidadOper.

E&P Abast. G&E Distrib. Internacional Corp. Elimin. 1T06 UtilidadOper.

Contribución de las Áreas de Negocio para la Utilidad Operativa 1T06 vs. 4T05 (R$ millones)

PETROBRAS

15

233 181 263 262

241 255

233

213 228206

2002 2003 2004 2005 1T06Petróleo Derivados

Exportación Neta de Petróleo y 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)

542424

559

Importación ( mil bpd)

446439 446 409

Exportación (mil bpd)

504 517459

326 319450

352 344

216105

109

94 115

2002 2003 2004 2005 1T06Petróleo Derivados

PETROBRAS

16

(25.000)

(15.000)

(5.000)

5.000

15.000

25.000

'31/12/2004 31/03/05 30/06/05 30/09/05 31/12/05 31/03/06

(1.200)

(800)

(400)

0

400

800

1.200

1.600

En el exterior Fondos de Inv. Exclusivos / Cambiarios**En Brasil - Renta Fija CajaIngreso Financiero

Distribución del Efectivo y Aplicaciones Financieras(R$ millones)

• Ingreso financiero refleja la posición de la caja indexada al dólar como forma de hedge al endeudamiento y a los costos dolarizados.

Efec

tivo

Ingr

esos

Fina

ncie

ros

Var. Cambiaria*

* 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.

∆0,4% ∆-11,8% ∆-5,5% ∆5,3% ∆-7,2%

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Índices de Endeudamiento de Petrobras

Estructura de Capital

R$ millones 31/03/2006 31/12/2005Endeudamiento Corto Plazo (1) 11.399 11.116

Endeudamiento Largo Plazo (1) 33.100 37.126

Endeudamiento Total 44.499 48.242

Caja y Equivalentes de Caja 22.983 23.417

Endeudamiento Neto (2) 21.516 24.825

•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.

24%

26%

37%

32%

20%

23%

19%20% 19%

26%

1T05 2T05 3T05 4T05 1T06End. neto./Cap. NetaEnd. CP/End. Total

(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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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

R$ millones

Demostración del Flujo de Caja – Consolidado

(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.

• Caja al cierre del ejercicio afectada por el pago de interés sobre el capital propio durante el 1T06.

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Inversiones

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

R$ Millones

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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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