__

PetrobrasVisão Geral

December, 2016

PLANO ESTRATÉGICO PLANO DE NEGÓCIOS E GESTÃO 2017- 2021—Dezembro 2016

3

Avisos

Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventosfuturos. Tais previsões refletem apenas expectativas dosadministradores da Companhia sobre condições futuras daeconomia, além do setor de atuação, do desempenho e dosresultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja","projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termossimilares, visam a identificar tais previsões, as quais,evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou nãopela Companhia e, consequentemente, não são garantias deresultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futurosdas operações da Companhia podem diferir das atuaisexpectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nasinformações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizaras apresentações e previsões à luz de novas informações ou deseus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2016em diante são estimativas ou metas.

A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluamem seus relatórios arquivados reservas provadas que aCompanhia tenha comprovado por produção ou testes deformação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmentenas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamosalguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que asorientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatóriosarquivados.

Aviso aos Investidores Norte‐Americanos:

Adicionalmente, esta apresentação contém alguns indicadoresfinanceiros que não são reconhecidos pelo BR GAAP ou IFRS. Essesindicadores não possuem significados padronizados e podem nãoser comparáveis a indicadores com descrição similar utilizados poroutras companhias. Nós fornecemos estes indicadores porque osutilizamos como medidas de performance da companhia; eles nãodevem ser considerados de forma isolada ou como substituto paraoutras métricas financeiras que tenham sido divulgadas em acordocom o BR GAAP ou IFRS.

NOSSA VISÃO

Uma empresa integrada deenergia com foco em óleo e gás que evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única

Uma empresa integrada deenergia com foco em óleo e gásque evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única

Uma empresa integrada deenergia com foco em óleo e gásque evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única

Uma empresa integrada deenergia com foco em óleo e gásque evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única

Uma empresa integrada deenergia com foco em óleo e gásque evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única

4

NOSSOS VALORES

Ética etransparência

Orientaçãoao mercado ResultadosSuperação e

confiança

5

Respeito à vida, às pessoas e ao meio ambiente

Principais métricas do Plano Estratégico (PE) e do Plano de Negócios e Gestão (PNG) —

SEGURANÇA FINANCEIRA

Redução de

36%da Taxa de Acidentados

Registráveis (TAR*)

Redução da

ALAVANCAGEMDívida Líquida/EBITDA

* TAR = Taxa de Acidentados Registráveis por milhão de homens-hora

PARA

2,5até 2018

DE

5,3em 2015

PARA

1,4em 2018

DE

2,2em 2015

6

Destaques do Plano—

2 métricas principais orientam a estratégia

Instrumento unificado

Novo sistema de gestãocom metas até supervisão

Disciplina na execução: acompanhamento sistemático de metas e correção de desvios

Novas ferramentas para

gestão de custosMeritocracia

(PE e PNG)

7

Envolvimento de toda a liderança

EVOLUÇÃO

8

Principais variáveis do cenário de referência—

48

Preços do Brent (US$/bbl - ano-base 2016)

Taxa de câmbio nominal (R$/US$)

56

68 71

0

40

80

120

2016 2017 2018 2019 2020 2021

Fonte: Petrobras/Estratégia; IHS, PIRA, AIE, Boletim Focus

Faixa dos previsores (IHS, PIRA e AIE)

71

45

3,483,55

3,71 3,72 3,74 3,78

2,20

2,70

3,20

3,70

4,20

4,70

2016 2017 2018 2019 2020 2021

Intervalo Focus Petrobras

9

Petrobras

Mercado brasileiro de derivados volta a crescer—

10

0

500

1000

1500

2000

2500

2017 2021

917 997

529 476

863 956

Mercado brasileiro de derivados(milhões bpd)

Diesel OutrosGasolina

2,3 2,4+5,2%

Redução de custos—

142

126

PNG 2015-2019 Estimativa 2017-2021 PNG 2017-2021

-18%

53%37%

10%

E&P RGN Demais áreas

Gastos operacionais gerenciáveis*(US$ bilhões)

11

153

* Gastos operacionais gerenciáveis (GOG): custos de extração, refino, logística, distribuição, overhead, entre outros

Parcerias e desinvestimentos—

2015-2016 2017-2018

19,5

15,1

Valor em US$ bilhões

12

Benefícios das parcerias

Compartilhamento de riscos

Desoneração de investimentos

Aumento da capacidade de investimento na cadeia

Intercâmbio tecnológico

Fortalecimento da governança corporativa

O programa de parcerias e desinvestimentos da Petrobras alavanca investimentos adicionais que podem superar US$ 40 bilhões* nos próximos 10 anos.

*Não considera investimentos de fornecedores no aumento da capacidade produtiva

Volume de investimentos próprios—

13

Capex 2017US$ 19,2 bilhões

0,0010,0020,0030,0040,0050,0060,0070,0080,0090,00

100,00

PNG 2015-2019(revisão JAN 2016)

PNG 2017-2021

81%82%

17%

17%

2%

1%

Comparativo de investimentos totais(US$ bilhões)

Exploração e Produção (E&P) Demais áreasRefino e Gás Natural (RGN)

98,4

74,1

-25%

72iniciativas

Grandes temas das iniciativas—

21estratégias

Implantação do OrçamentoBase Zero

Fortalecimento dos Controles

Internos

Gestão de desempenho baseada em meritocracia

Fortalecimento da cultura de

segurança

Melhoria do processo

decisório

Reforço àprevenção

contra a corrupção

Aprimoramento da gestãode riscos

14

EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO—

15

Pré-sal Pós-sal

34% 66%

Desenvolvimento deprodução + exploração

Total E&PUS$ 60,6 bilhões

ConcessãoCessão OnerosaPartilha (Libra)

Investimentos planejados em exploração e produção —

Suporte Operacional Exploração

13% 11%

76%

Desenvolvimento da produçãoExploração Suporte operacional

16

17

Maior produtividade dos poços das concessões

Experiência adquiridana construção de poços

Menos poços para atingir a máxima capacidade da plataforma

Construção cerca de 3 vezes mais rápida

Menor tempo de construçãodos poços nas concessões

2016

2010

26

20

2016

2010

6

8

Poços produtoresMbpd/poço

Até 2016

Até 2010

124

3Poços construídos

(perfurados + completados)

2016

2010

89

310Dias de construção

por poço

Ganhos de eficiência: experiência no polo Pré-sal da Bacia de Santos —

Produtividade 30% maior 25% menos poços

204 poços perfurados

Menor necessidade de Capex para uma mesma produção

Menor necessidade de Capex para uma mesma produção

Campo de Lula: construção e interligação de poços mais rápida—

2010 2016

60% redução no tempo deconstrução e interligaçãode poços

6 unidades Angra dos Reis Paraty Itaguaí Mangaratiba Maricá Saquarema

1 unidadeAngra dos Reis

18

Aumento da participação do Pré-sal na carteira, que tem menor custo de extração

Ganhos com renegociações contratuais

Gestão de ociosidade de sondas

Otimização da frota de embarcações de apoio logístico

Redução de gastos com pessoal

Custo de extração(US$/boe)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2014 2015 2016 2017-2021*

14,6

1211

9,6

Redução de custos operacionais—

19* Média do período

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

Produção de óleo na Bacia de Campos (Mbbl/d)

Declínio estável, em torno de 9%*

Oportunidades na Bacia de Campos—

Ênfase em parcerias estratégicas para aumentar o potencial de produção

Extensão de concessões

Revitalização de Marlim

Bacia deCampos

*Abaixo da média da indústria para águas profundas (12%)

20

1.37MMbbl/d

62% de nossaprodução total de 

óleo

21

Produção da Petrobras—

0

1

2

3

4

2017 2021

Produção Óleo, LGN e Gás

Óleo + LGN Brasil

Óleo + Gás Exterior

2,52

3,34

2,07

2,77

Gás Natural Brasil2,62

3,41

Produção de óleo, LGN e gás(milhões de boed)

Entrada das unidades de produção—

2017 2018 2019 2020 2021

LEGENDA

CONCESSÃO

PARTILHA

CESSÃO ONEROSA

TARTARUGA VERDE E MESTIÇA

LULA NORTE

LULA SUL

TLD DE LIBRA

BÚZIOS 2

BÚZIOS 1

BÚZIOS 3

BÚZIOS 4 BÚZIOS 5

PILOTO LIBRA

REVIT. DE MARLIM MÓD. 1

REVIT. DE MARLIMMÓD. 2

LIBRA 2 NW

ITAPU

INTEGRADO PARQUE DAS BALEIAS

22

BERBIGÃO

LULA EXT. SUL

ATAPU 1

SÉPIA

REFINO & GÁS NATURAL

—

23

33%

25%

11%

24%

7%

RTC - Continuidade operacional RTC - Investimento de capitalG&E - Continuidade operacional G&E - Investimento de capitalOutros (Petrobras Distribuidora, PBIO e P&D)

Total RGNU$S 12,4 bilhões

Investimentos planejados em Refino e Gás Natural (RGN)—

24RTC: Refino, Transporte e Comercialização; G&E: Gás & Energia; PBIO: Petrobras Biocombustível; P&D: Pesquisa & Desenvolvimento.

2014 2015 2016 2017-2021

0,49

0,37

0,310,29

Integração das atividades comuns e interdependentes entre as refinarias.

Utilização dos recursos de apoio de forma otimizada

Otimização do consumo de energia, catalisadores e químicos

Otimização de gastos de manutenção

Redução de custos operacionais—

Custo de Refino(US$ mil/UEDC1)

251 Unidade Equivalente de Capacidade de Destilação; 2 Média do período

2

Principais projetos—

Em busca de parceria

100 kbpd 130 kbpdUnidade SNOX (em contratação)

1º conjunto de refino (Trem I)

2º conjunto de refino (Trem II)

RNEST (Abreu e Lima)

COMPERJ

Em busca de parceria

Em conclusãoUPGN

Refinaria

26

Ampliação da UTGCAem estudoRota 1

Escoamento Pré-sal

Gasoduto e UPGNem implantaçãoRota 3

SNOX: Unidade de Abatimento de Emissões; UPGN: Unidade de Processamento de Gás Natural;UTGCA: Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato.

26

Redução de custos com pessoal—

empregados já se desligaram, dos quais 2.470 já no PIDV 2016

9.670 empregados previstos para desligamento até meados de 2017, dos quais 400 do PIDV 2014

9.270

27

Redução de empregados próprios (Planos de Incentivo ao Desligamento Voluntário 2014-2016)

Redução dos prestadores de serviços

114.000 desligaram-se desde dezembro de 2014*

* Prestadores de serviços de obras e montagens, administrativos, de operação, de paradas programadas e do exterior

Due diligence de contrapartes

Verificação de integridade para candidatos a posições-chave

Adesão ao Código de Ética e ao Guia de Conduta para 100% dos empregados

Conselho de Administração e DiretoriaExecutiva são escolhidos por critériosexclusivamente técnicos

Canal independente de denúncia

Comitê de Correição

Foreign Corrupt Practices Act DOJ e SEC

UK Bribery Act

Lei 12.846/2013Decreto 8.420/2015

Lei 13.303/2016

Programa dePREVENÇÃO

À CORRUPÇÃO

Código deÉTICA

28

Medidas adotadas para fortalecimento da Conformidade —

Revisão do processo decisório

Eliminação de alçadas individuais

Criação de comitês técnicos estatutários

Comitê de auditoria estatutário

Acréscimo de novos comitês de assessoramento do Conselho

Alinhamento de diretrizes das empresas do Sistema Petrobras

Definição de processo sucessório para funções gerenciais e diretoria

Reorganização da estrutura da companhia

29

Medidas adotadas para fortalecimento da Governança —

FINANCEIRO—

30

Usos e Fontes —

Sem necessidade de novas captações líquidas em 2017-2021

Desinvestimentos e parcerias sãoessenciais para viabilizar a totalidade dos investimentos planejados

31

Usos e Fontes 2017-2021(US$ bilhões)

FontesUsos

Investimentos

Amortizações

Despesas financeiras Geração operacional (após dividendos)

Uso do caixa

Parcerias e desinvestimentos

32

73

74

158

2 19

179 179

Principais riscos*—

Mudanças relevantes nas condições do mercado

Parceria e desinvestimento abaixo do previsto

Disputas judiciais

Renegociação da Cessão Onerosa

Impacto de Conteúdo Local nos custos e prazos dos projetos

Atraso na construção de plataformas

Custos dos investimentos acima do previsto

*Estes riscos não são exaustivos

Os riscos contam com responsáveis e/ou iniciativas para mitigação

32

Resultados do 3T16—

33

34

Seguimos na trajetória de aumento da produçãoProdução sobe 2,5% no período

35

Custo de extração segue tendência de queda

Custo de Extração do Pré-salabaixo de 8 dólares por barril< 8,0

US$ boe

11,010,6 10,5

3T15 2T16 3T16

Custo de Extração 3T15 vs 3T16

Reduzimos os gastos operacionais gerenciáveis em 20%, no mesmo período que a produção cresceu 2,5%

* Brasil + Exterior

Custo de Extração*(US$/boe)

12.110.4

9M15 9M16

Custo de Extração*(US$/boe)

-14%

36

Redução do volume de vendas* decorre da menor demanda interna por derivadosDemanda impactada pela desaceleração da economia doméstica

953 811 804

540541 521

789757 763

Diesel

Gasolina

Outros

3T16

2,088

2T15

2,109

3T15

2,282-1.0%

mil bbl/dia

-8,5%

928 804

550542

776738

9M16

-7,5%

2,084

9M15

2,254

* Inclui vendas do Abastecimento e da BR Distribuidora

37

O saldo líquido de exportações de óleo e derivados foi de 210 mil bpd no trimestre

313

122 154

365 341419

218

237 198

145 174

143

-55-63-73

265219

52

2T16

515

3T15

510

3T15

-21

3T15

531

3T162T16

359

3T163T16

352

156

2T16

210

562

Importação Exportação Saldo Líquido

PetróleoDerivados

mil bbl/dia

38

Fluxo de caixa livre positivo pelo sexto trimestre consecutivo

Geração de Caixa Operacional

Fluxo de Caixa Livre Investimentos 2

EBITDA Ajustado1

15,5 20,3 21,6

3T15 2T16 3T16

18,011,2 10,3

3T15 2T16 3T16

10,816,4

3,8

3T15 2T16 3T16

21,8 21,9 26,7

3T163T15 2T16

1. EBITDA ajustado é o somatório do EBITDA, participações em investimentos, impairment e ajustes acumulados de conversão – CTA.2. Visão Caixa

R$ Bilhão

19 28 31

+11%

9M16

63,0

9M15

56,8

24 30

+8%

9M16

66,0

9M15

61,1

52,8

-31%

9M16

36,3

9M15

+256%

9M16

29,6

9M15

8,3

Margem EBITDA Ajustado (%)

39

Resultado afetado por itens não recorrentes

Resultado Operacional

Resultado Líquido Resultado Financeiro Líquido

Resultado Bruto

-11,4-6,1 -7,1

3T162T163T15

-16,5

-3,8

3T162T16

0,4

3T15

6,0 7,2

-10,0

3T162T163T15

23,8 22,8 23,3

3T162T163T15

R$ Bilhão-6%

9M16

67,2

9M15

71,7

-81%

9M16

5,3

9M15

28,5

+5%

9M16

-21,9

9M15

-23,1

-925%

9M16

-17,3

9M15

2,1

40

Principais projetos e motivos para o impairment no 3T16R$ 15,7 bilhões no 3T16

R$ Bilhão

3,9

4,8

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

mar/16jan/16nov/15set/15jul/15mai/15mar/15jan/15 set/16jul/16mai/16

+23%

Prêmio de Risco País(% a.a.)

2,5

2,8

5,6

2,0

Alguns campos de produção que já haviam sofrido impairment em 2015 tiveram seus fluxos de caixa mais pressionados pelo câmbio e pela taxa de desconto

Principalmente, incerteza na entrega dos cascos para os FPSOs P-71, P-72 e P-73

Postergação do 2º trem da RNEST para 2023 e câmbio

Revisão das premissas do plano de negócios, como redução do mercado para resinas e câmbio

Campos de Produção de Óleo e Gás no Brasil

Equipamentos vinculados à atividade de produção de óleo e gás

2º trem de refinaria Abreu e Lima - RNEST

Complexo Petroquímico Suape

Aumento da Taxa de Desconto em todos os segmentos

41

Ações Individuais – Nova Iorque

Em Out/16, a Cia alcançou acordo

para encerrar quatro ações

individuais, com os seguintes

autores:

• Dodge & Cox Int'l Stock Fund;

• Janus Overseas Fund;

• PIMCO Total Return Fund;

• Al Shams Investments.

• al.

No 3T16, a Cia realizou

provisionamentos referentes a ações

individuais em negociação, no entanto,

ainda sem realização de acordos.

Acordo realizado no 3T16Provisão realizado no 3T16

Acordo realizado no 3T16Provisão realizado no 3T16

Acordo realizado no 3T16Provisão realizado no 3T16

No 3T16, a companhia não realizou

provisionamentos e nem acordos

referentes à ação coletiva (class

action) e outras ações individuais.

As ações em discussão envolvemquestões complexas e sujeitas aincertezas substanciais.

Ações individuais(negociadas)

Ações individuais(em negociação)

Ação coletiva+ outras ações

individuais

Provisão de R$ 1,2 bilhão no 3T16

42

Anunciamos a nova política de preços de diesel e gasolinaPraticaremos preços competitivos tendo como referência o Preço de Paridade de Importação (PPI) acrescido de uma margem

Preço de Importação

(alternativa de mercado)

Tributos

Margem e Risco

PPI

Considera a competitividade do produto Petrobras e os riscos inerentes à atividadede importação, tais como volatilidades das cotações de câmbio, petróleo e derivados,atrasos e perda da especificação de qualidade.

A competitividade será função dos objetivos comerciais e financeiros

CIDE, PIS e COFINS, ICMS

Preço na refinaria

43

Parcerias e Desinvestimentos já alcançaram 69% da meta do Plano 2015-16Valor total de transações já assinadas soma US$10,5 Bi

Parcerias e desinvestimentos com contratos assinados

Ativos Bacia Austral na Argentina, com

Compañia General de Combustibles S.A.

49% Gaspetro com Mitsui

66,7% PESA com Pampa Energia

Petrobras Chile Distribuición com a

Southern Cross Group

66% BM-S-8 (Carcará) com Statoil

90% da Nova Transportadora do Sudeste

(NTS) com Brookfield

Refinaria de Nansei com Taiyo

Liquigás com Ultrapar

Parcerias e desinvestimentos em fase final de negociação já

divulgados

Petroquímica Suape e Citepe com

Alpek

Campos de Baúna e de Tartaruga

Verde com Karoon

Parcerias Estratégicas em andamento já divulgadas

MoU com Statoil – foco na

revitalização dos campos do Pós-Sal

MoU com GALP – foco em parcerias

em regiões de interesse comum no

mundo todo, além de treinamento e

pesquisa de reservatórios em águas

profundas

MoU com TOTAL – foco nos

segmentos de E&P, Gás, Energia e

Refino no Brasil e exterior

Desinvestimentos em andamento já divulgados

Parceria na Petrobras Distribuidora

(BR)

Campos terrestres e em águas rasas

Terminais de GNL

Térmicas

44

Reduzimos em 10% os Gastos Operacionais Gerenciáveis em 2016As despesas com vendas, gerais e administrativas recuaram, apesar do reajuste salarial decorrente do ACT 2016

-6%

3T16

19,9

2T16

21,1

3T15

25,2

-21%

-10%

9M16

62,7

9M15

69,7

-7%

3T16

71.152

2T16

76.613

3T15

79.113

-10%

Evolução do Número de Empregados do Sistema

Gastos OperacionaisGerenciáveisR$ Bilhão

-4%+9%

9M16

19,3

9M15

17,7-2%

6,4

3T162T16

6,5

3T15

6,6

Despesas de Vendas, Gerais e AdministrativasR$ Bilhão

45

Redução do endividamento em linha com metas do PNG 2017-2021

398,2397,8

450,0

493,0506,6

325,6332,4369,5

392,1402,3

122,7123,9126,4126,3127,5

103,6103,8100,4101,3 100,3Endivid. Líquido

(US$ bilhão)

Endivid. Total(US$ bilhão)

Endivid. Líquido(R$ bilhão)

Endivid. Total(R$ bilhão)

2T161T164T153T15 3T16

3T15 2T16 3T16

Custo da Dívida (% a.a.) 6,1 6,3 6,3

Prazo Médio (anos) 7,49 7,30 7,33

Alavancagem (%) 58 55 55

46

Perfil de Dívida– Em 30 de Setembro de 2016

Por Categoria Por Moeda

Note: Bancos Estatais Brasileiros: BNDES, Banco do Brasil e Caixa Econômica Federal

44%

24%

6%

22%

4%

Bancos Estatais Brasileiros

Outros Bancos Brasileiros

Mercado de Títulos

Instituições Financeiras Internacionais

Bancos de Desenvolvimento Estrangeiros e Agências de Créditoà Exportação (ECA)

74%

19%

1%6%

Euro

Dólar

Reais

Outras Moedas

47

MATURIDADE DA DÍVIDA 2016-2020 – EM 30 DE SETEMBRO DE 2016 (Incluindo Gestão da Dívida – GD)

Nota 1: Bancos Estatais Brasileiros: BNDES, Banco do Brasil e Caixa Econômica Federal

US$ Bilhão

38%

21.3

20%

2016

45%

2018

22%

25%

12.0

31%

3.9

2017

16%

25%

40%

9.6

25%

26%4%39%

32%5%

2%

12%

12%

4%

32%

12%

1%

7%

2%

16.5

22%

20202019Mercado de Títulos

Instituições Financeiras Internacionais

Bancos Estatais Brasileiros

Bancos de Desenvolvimento Estrangeiros e Agências de Créditoà Exportação (ECA)

Outros Bancos Brasileiros

Antes da Recompra de 

Títulos

Depois da Recompra de 

Títulos(Julho 2016)

13.4

15.1

23.6

48

Fluxo de Caixa 2016 reflete desinvestimentos e gestão da dívida

US$ Bilhão

1

25,8

26,5

6,5

11,922,5

Saldo Final2016

Captações

1,8

RolagensDesinvestimentoInvestimento

-14,5

Dividendos, Juros

e Amortizações

-9,3

-22,6

Garantias Judiciais

-3,6

GeraçãoOperacional

Saldo Inicial2016

Despesas Financeiras e Amortizações

Recompra de títulos

49

E evoluindo com foco nas principais métricas do PNG 2017-21

Dívida Líquida / EBITDA**

4,54,1

5,3

-9%

2T162015 3T16

1,81,6

2,2

-12%

2T16 3T162015

Taxa de Acidentados Registráveis*

SEGURANÇA

*TAR = Taxa de Acidentados Registráveis por milhão de homens-hora

FINANCEIRA

-24%-27%

** LTM EBITDA Ajustado

PLANO ESTRATÉGICO PLANO DE NEGÓCIOS E GESTÃO 2017- 2021—Dezembro 2016