1

DIVULGAÇÃO DE

RESULTADOS

3º trimestre de 2013

Teleconferência/Webcast

28 de Outubro de 2013

2

Estas apresentações podem conter previsões acerca de

eventos futuros. Tais previsões refletem apenas

expectativas dos administradores da Companhia sobre

condições futuras da economia, além do setor de

atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da

Companhia, dentre outros. 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 e incertezas previstos ou

não pela Companhia e, consequentemente, não são

garantias de resultados futuros da 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. Os valores informados para

2013 em diante são estimativas ou metas.

A SEC somente permite que as companhias de óleo

e gás incluam em seus relatórios arquivados 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.

Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

Aviso

3

Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Conforme antecipado, produção do 3T13 em linha com a do 2T13

» Produção no mesmo patamar do realizado no 2T13.

» No mês de setembro, a produção foi 3,7% superior ao verificado nos mês de agosto, decorrência da menor intensidade das paradas

programadas e incorporação de novos poços produtores.

» Custo de extração aumentou 9,7% (de R$ 31,25/boe no 2T13 para R$ 34,28/boe no 3T13) decorrente da variação cambial, do Acordo Coletivo

de Trabalho, da entrada em produção do FPSO Rio das Ostras (TLD Espadarte) e do maior tempo de operação do FPSO Cid.de Paraty.

» Lucro Líquido da área de E&P: R$ 11,6 bilhões no 3T13 x R$ 8,9 bilhões no 2T13, em função, principalmente, dos maiores preços

do petróleo.

2.300

2.250

2.200

2.150

2.100

2.050

2.000

1.950

1.900

1.850

50

1.924

mar-13

1.846

1.920

jan-13

1.965

dez-12

2.032

fev-13 nov-12

1.928

jun-12

1.940 1.940

1.843

ago-12 set-12 jul-12 mai-12

1.968

out-12

1.960

ago-13

1.908

jul-13

1.888

set-13

1.979

jun-13

1.979

mai-13

1.892

abr-13

1.989

abr-12

1.961

mar-12

1.993

fev-12

2.098

jan-12

2.110

Mil bpd 3T12

Média 1.904 2T13

Média 1.931 3T13

Média 1.924 5/Jan

FPSO Cidade de Itajaí (Baúna)

16/Fev

FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá)

FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE)

6/Jun

FPSO Cid. De Anchieta (Baleia Azul)

10/set

2012

2013

4

Produção 2013 – Óleo e LGN no Brasil Conclusão de 6 novas unidades no 4T13

» A produção do 2º semestre de 2013 ficará abaixo do previsto pelas seguintes razões:

P-63 / Papa-Terra: Identificação tardia de corais ocasionou alteração do arranjo submarino;

FPSO Cidade de São Paulo / Sapinhoá: atraso da empresa Subsea 7 na fabricação, entrega e instalação dos Sistemas de

Coleta Desacoplado (boiões); e

Limitação de navios PLSVs em decorrência da dificuldade de contratação no Brasil entre 2010 e 2011, impactando o ritmo de

interligação de poços.

» Os reservatórios dos campos em produção vem desempenhando melhor que o previsto. O declínio natural observado durante os

últimos 12 meses foi abaixo do intervalo esperado de 10-11%.

» A conclusão de 6 novas unidades no 4T13 contribuirá para o crescimento sustentado da produção em 2014.

2.050

2.250

2.300

2.200

2.150

2.100

2.000

1.950

1.900

1.850

50

set-13

1.979

ago-13

1.908

jul-13

1.888

jun-13

1.979

mai-13

1.892

abr-13

1.924

mar-13

1.846

fev-13

1.920

jan-13

1.965

dez-12

2.032

nov-12

1.968

out-12

1.940

set-12

1.843

ago-12

1.928

jul-12

1.940

jun-12

1.960

mai-12

1.989

abr-12

1.961

mar-12

1.993

fev-12

2.098

jan-12

2.110

Mil bpd 3T12

Média 1.904 2T13

Média 1.931 3T13

Média 1.924 5/Jan

FPSO Cidade de Itajaí (Baúna)

16/Fev

FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá)

FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE)

6/Jun

4T13

2012

FPSO Cid. De Anchieta (Baleia Azul)

10/set

2013

TAD (Papa-Terra)

P-63 (Papa-Terra)

P-58 (Parque das Baleias)

P-55 (Roncador)

P-61 (Papa-Terra)

P-62 (Roncador)

5

PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional Ganho de 65 mbpd no 3T13, eficiência de 75% na UO-BC e de 92% na UO-RIO

UO-BC: 3T13

Eficiência

Operacional (%) Produção de Óleo +

LGN (mbpd)

UO-RIO: 3T13

Eficiência

Operacional (%) Produção de Óleo +

LGN (mbpd)

Sem

PROEF

840

+32 mbpd

Com

PROEF

872

+1,2 p.p.

Com

PROEF

92,4

Sem

PROEF

91,2

+33mbpd

390

Com

PROEF

Sem

PROEF

357

Com

PROEF

74,9

Sem

PROEF

66,9

+8,0 p.p.

Dispêndios totais de US$ 1,338 bilhão até ago/13.

VPL de US$ 662 milhões; foco na recuperação de

poços e sistemas submarinos.

Ganho de 33 mbpd no trimestre.

Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até ago/13.

VPL de US$ 804 milhões; foco na gestão, melhoria de

integridade e otimização na utilização de recursos.

Ganho de 32 mbpd no trimestre.

6

Parcela do Óleo-Lucro para a União no valor mínimo estabelecido no Edital: 41,65%.

CONSÓRCIO

Petrobras (40%)

Shell Brasil (20%)

Total (20%)

CNPC (10%)

CNOOC (10%)

6

Roncador Albacora

Marlim Leste

Marlim

Resultado do Leilão de Libra Desenvolvimento com parceiros que possuem reconhecida experiência, habilidades e robustez financeira

Libra

Área Aproximada

1.549 km²

Limites Estaduais

Batimetria

Bacia Sedimentar

Área do Pré-Sal

Polígono do Prospecto de Libra

Petrobras + Parceiros Pré-Sal

Petrobras + Parceiros Pós-Sal

Petrobras Pré-Sal

Petrobras Pós-Sal

Gasodutos - Rota 1

Gasodutos – Rota 2

Gasodutos – Rota 3

Gasodutos

7

Produção de Derivados

Produção Nacional de Derivados Recorde mensal de processamento em Jul/13 e na produção de Diesel e Gasolina em Ago/13

(mil bpd) (R$/barril) (mil bpd)

» Produção de derivados estável em relação ao 2T13, com maior produção de diesel e gasolina.

» Apesar da menor carga fresca processada, devido ao impacto das paradas na REDUC, REVAP e REGAP no 3T13,

processamos maior volume de petróleo nacional.

» Custo de Refino em reais aumentou em função, principalmente, do aumento dos gastos com pessoal referentes ao Acordo

Coletivo de Trabalho.

+5%

802 855 864

439501 512

7488108

9410092

2.128

0%

3T13

134

239

211

2T13

2.138

146

245

203

3T12

2.026

144

228

213

+2,1%

+1,1%

OC

QAV Outros GLP

Nafta Gasolina

Diesel

Custo de Refino Carga Processada e Utilização

7,45

6,377,07

3T13

+17%

2T13 3T12

+5%

382436364

96%99%97%

3T13

2.072 2.102 1.974

1.666

3T12

1.690

2T13

1.611

Petróleo Imp. Utilização da

Capac. Nominal

Petróleo Nac.

8 (*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários.

3T13 x 2T13

3T13 x 3T12

Diesel: (+5%): Maior consumo devido o crescimento da economia

(especialmente varejo) e aumento da safra de cana-de-açúcar e da

safrinha de milho.

Gasolina: (+3%): Crescimento da frota de veículos flex associado à

vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol em diversos

estados levaram ao aumento no consumo do derivado.

Diesel: (+5%): Sazonalidade do consumo de óleo diesel, mais alta no 3º

trimestre por causa do plantio da safra de grãos de verão e da atividade

industrial.

Gasolina: (+1%): Aumento da frota de veículos leves no Brasil.

Óleo Combustível: (-31%): Menores entregas para térmicas

emergenciais frente ao 2T13.

Vendas de Derivados no Brasil Crescimento de 2% no 3T13 em relação ao 2T13. Consumo recorde de Diesel

Vendas de Derivados – Brasil

984 978 1.031

108104106

7110378

2.372

2T13

583

233

170

201

3T12

2.350

569

232

169

212 OC

587

172

210

243

Outros

Gasolina

3T13

2.422

QAV

Nafta

Diesel

+2%

GLP

Mil bbl/d

*

+3%

+5%

+1%

9

Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados Maior importação de diesel contribuiu para a redução do saldo líquido da balança comercial

3T13 x 2T13

» Maior importação de Diesel para atendimento do crescimento sazonal do plantio e da atividade industrial.

» Maior exportação de petróleo devido à maior disponibilidade gerada pelo consumo de estoque formado no 2T13 associado à

ocorrência de paradas programadas em refinarias no 3T13.

» Lucro Líquido da área de Abastecimento: -R$ 5,5 bilhões no 3T13 x -R$ 2,5 bilhões no 2T13, em função da maior

defasagem dos preços associada ao maior volume de importação de derivados, principalmente diesel, e do maior preço de

aquisição de petróleo.

Exportação Importação Saldo Líquido

mbp

d

2813

84

23868

190

293828

2T13

359

159

162

3T12

551

148

447

3T12 2T13 3T13

+17%

+12%

3T13

827

227

334

2T13

708

180

3T12

822

163

375

385

3T13

402

166

206

Gasolina Diesel Outros Derivados OC Petróleo

-27%

+0%

+55%

-9

-297-64

-262-127

2T13

-349

-284

3T12

-271

+22%

3T13

-425

10

Comparação entre Preço Doméstico e Internacional Desvalorização cambial e elevação do Brent aumentaram a defasagem dos preços no 3T13

* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível).

** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima.

» Aumento da defasagem no 3T13, decorrente da

depreciação do Real frente ao Dólar (11%) combinado

com o aumento do preço do petróleo internacional

(+8%, em Dólares).

Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

1.100

240

210

180

150

120

set/13 ago/13 jul/13 jun/13 abr/13 mar/13 fev/13 jan/13 dez/12 nov/12 out/12 set/12 mai/13 ago/12 jul/12 jun/12 mai/12 abr/12 mar/12 fev/12 jan/12

Preço Médio de Vendas Golfo Americano

Pre

ços

(R$/

bb

l)

Preço Médio de Venda Brasil 25/Jun

Reajustes

Importação de Diesel Importação de Gasolina

Perdas de Resultado

Reajustes

30/Jan

06/Mar

Vo

lum

es Imp

ortad

os (M

il bb

l / d)

16/Jul

+11%

3T13

2,29

2T13

2,07

3T12

2,03

+13%

Câmbio (R$/US$)

+8%

3T13

110

2T13

102

3T12

110

+0,3%

Brent (US$/bbl)

11

Oferta e Demanda de Gás Natural Redução do mercado termelétrico no 3T13 frente ao 2T13

» Demanda termelétrica recuou 16%, no comparativo 3T13 vs 2T13, em função da maior afluência nos reservatórios

hidrelétricos. A geração termelétrica a GN permaneceu em patamar elevado de 5,7 GWmed no 3T13.

» Redução da necessidade de GNL.

» Lucro Líquido da área de Gás e Energia: -R$ 0,2 bilhão no 3T13 x R$ 0,6 bilhão no 2T13, principalmente em função

do menor volume de geração e do menor preço de energia.

39,9

milhão m³/dia

Nacional

Bolívia

GNL

Não-Termelétrico

Termelétrico

Abast/E&P

Fertilizantes

OFERTA DEMANDA

40,2

37,0

38,6 11,7

39,3

+18% +18%

18,3 12,87,3

-7%

3T13

84,1

30,3

40,9

2T13

90,1

30,4

41,4

3T12

71,5

24,6

39,6

12,2 12,1 11,9

71,0

18,6

40,3

-6%

3T13

83,6

32,1

39,6

2T13

89,4

38,0

39,3

3T12

12

80%

60%

40%

20%

0%

260%

280%

240%

220%

200%

180%

160%

140%

120%

100%

Exe

cuçã

o o

per

acio

nal

(%

) PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Jan a Set/13 Realização de R$ 4,8 bilhões, 122% da meta anual de otimização de custos operacionais

140%

120%

160%

100%

280%

260%

240%

220%

200%

60%

40%

0%

80%

20%

180%

Meta 2013: R$ 3,9 bilhões

Exploração & Produção Abastecimento

Engenharia,

Tecnologia

& Materiais

Corporativa

& Serviços

Transpetro

Gás & Energia

Produção

Onshore Administração

e Apoio Adm. Predial,

Viagens e

Hospedagens

Produção

Offshore

Serviços

de Apoio

Intervenção

em Poços

Refino Logística de

Óleo e Derivados

Comercialização

Suprimentos

e Estoque

TIC Gestão

SMES

Planejado Realização conforme planejado ou superior Risco elevado de não realização da meta anual

Pontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anual

Cenpes

Jan-Set/13

Redução de Custos Prevista: R$ 2,8 bilhão (70%)

Redução de Custos Realizada: R$ 4,8 bilhões (122%)

100%

BR, PBio

e Liquigás

BR

Liquigás

PBio

Logística

de GN

Fertilizantes

13

Destaques do Resultado Financeiro do 3T13

» Lucro Operacional menor no 3T13 em função de:

» maiores volumes de importação de diesel, em um quadro de câmbio mais desvalorizado e preços internacionais de

petróleo e derivados mais elevados;

» maiores despesas com poços secos e subcomerciais;

» provisionamento dos gastos com pessoal decorrente da proposta do Acordo Coletivo de Trabalho 2013;

» menores ganhos na venda de ativos.

» Menor Resultado Operacional levou a uma menor geração de caixa (EBITDA).

» Lucro Líquido 45% inferior devido ao menor Lucro Operacional, parcialmente compensado pelo melhor Resultado Financeiro.

Lucro Líquido Lucro Operacional EBITDA

R$

milh

ão

R$

milh

ão

R$

milh

ão

8.6005.494

-51%

2T13

11.107

3T12 3T13

-36%

3T13 2T13

18.091 13.091

-28%

3T12

14.375

-9%

5.567 6.201

3.395

3T13 2T13

-45%

3T12

-39%

14

Lucro Operacional - 2T13 vs 3T13 Resultado impactado pelo aumento das importações de derivados, especialmente diesel

R$

milh

ões

» Aumento na Receita de Vendas devido à maior demanda interna (+1%) e maior volume de petróleo exportado (+27%).

» CPV 11% superior ao 2T13, em função principalmente da maior participação dos derivados importados no mix de vendas,

especialmente diesel, associado à depreciação cambial (+11%) e à elevação do Brent (+8%).

» Demais Despesas/Receitas afetadas pelo provisionamento dos gastos com pessoal (Acordo Coletivo de Trabalho), maiores

gastos com baixa de poços secos e subcomerciais e menores ganhos com vendas de ativos.

11.107

4.073 (6.196)

(523) (2.967)

5.494

2T13

Lucro Operacional

Receita de Vendas CPV Despesas de Vendas,

Gerais e Adm.

Demais

Despesas/Receitas

3T13

Lucro Operacional

15

Lucro Líquido - 2T13 vs 3T13 Inferior em relação ao trimestre anterior devido ao Resultado Operacional

R$

milh

ões

» Queda de 45% no Lucro Líquido em função do menor Lucro Operacional, parcialmente compensado pelo

melhor Resultado Financeiro.

» Resultado Financeiro beneficiado pela menor depreciação cambial sobre o endividamento líquido.

» A redução dos Impostos reflete o menor lucro no período.

6.201 (5.613)

2.531 103

842 (669)

3.395

2T13

Lucro Líquido

Lucro

Operacional

Resultado

Financeiro

Participações em

Investimentos

Impostos 3T13

Lucro Líquido

Lucro Atrib. aos

não Controladores

16

Investimentos acumulados de R$ 69,3 bi de janeiro a setembro de 2013, 16% superiores à 2012.

Em dólares, investimentos aumentaram 5%.

Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro R$ 25,1 bi no 3T13 e R$ 69,3 bi em 2013

Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 165 projetos (Curvas S):

Realizados 97,7% do avanço físico e 97,8% do avanço financeiro planejados.

R$

Bilh

ão

Investimentos Investimentos 9M13 por área de negócio

59,8

+16%

9M13

69,3

9M12

54%

R$ 10,7 bi 35%

R$ 6,9 bi 55%

32%

1% 1%

6% 5%

17

1) Endividamento Líquido / (EBITDA ajustado 9M13/3 x 4). EBITDA ajustado= EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos

2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)

3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias

Endividamento Aumento do Endividamento Líquido no trimestre

R$ Bilhões 30/09/13 30/06/13

Endividamento de Curto Prazo 18,2 18,2

Endividamento de Longo Prazo 232,7 230,8

Endividamento Total 250,9 249,0

(-) Disponibilidades ajustadas 3 57,9 72,8

= Endividamento Líquido 193,0 176,3

US$ Bilhões

Endividamento Líquido 86,5 79,6

2,422,77

2,322,57

3,05

28%31% 31%

34% 36%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

3T12 4T12 1T13 2T13 3T13

Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida 2

» Aumento no Endividamento Líquido no 3T13

em função de menor geração operacional

(R$ 14,4 bi) e uso de caixa (R$ 19,6 bi) para a

execução dos investimentos.

1

18

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RESULTADOS

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