DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS

4º trimestre de 2012 e exercício de 2012

Teleconferência/Webcast

05 de Fevereiro de 2013

Estas apresentações podem conter previsões acerca deeventos futuros. Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores da Companhia sobrecondições futuras da economia, além do setor deatuação, do desempenho e dos resultados financeiros daCompanhia, 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 ounão pela Companhia e, consequentemente, não sãogarantias de resultados futuros da Companhia. Portanto,os resultados futuros das operações da Companhiapodem diferir das atuais expectativas, e o leitor não devese basear exclusivamente nas informações aqui contidas.A Companhia não se obriga a atualizar as apresentaçõese previsões à luz de novas informações ou de seusdesdobramentos futuros. Os valores informados para2013 em diante são estimativas ou metas.

A SEC somente permite que as companhias de óleoe gás incluam em seus relatórios arquivados reservasprovadas que a Companhia tenha comprovado porprodução ou testes de formação conclusivos quesejam viáveis econômica e legalmente nas condiçõeseconômicas e operacionais vigentes. Utilizamosalguns termos nesta apresentação, tais comodescobertas, que as orientações da SEC nosproíbem de usar em nossos relatórios arquivados.

Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

Aviso

2

Destaques de 2012

Resultado • Lucro Operacional: R$ 32.397 milhões• Lucro Líquido: R$ 21.182 milhões

Exploração e Produção

• Melhora no planejamento com alcance da meta em 2012 (2.022 mbpd ± 2%): 1.980 mbpd• Início do FPSO Cid. Anchieta (Baleia Azul) em setembro: produção de 78 mbpd em dezembro• Adiamento da entrada do FPSO Cid. Itajaí (Baúna e Piracaba): fev/13• Parcela da produção do Pré-sal (Petrobras): de 5% em 2011 (100,3 mbpd) para 6,9% em 2012 (136,4 mbpd)• Recorde diário de produção do Pré-sal: 213,9 mbpd em 27/dez (Petrobras)

245,6 mbpd em 31/dez (Petrobras com parceiros)• Recebimento de 15 sondas para águas profundas, totalizando 40 unidades• Reservas Provadas (Brasil e Exterior): 16,44 bilhões boe (critério SPE/ANP)• Índice de Reposição de Reservas (Brasil e Exterior): 103,3%• Reserva/Produção (Brasil e Exterior): 18,6 anos

Abastecimento

• Três aumentos de preço de diesel e dois de gasolina nos últimos oito meses: reajuste de 10,2% no diesel e7,8% na gasolina em 2012 e novo aumento de 5,4% no diesel e 6,6% na gasolina em 30/jan/13

• Produção de derivados: 1.997 mbpd (+5% em relação a 2011)• Volume de venda de derivados no país: 2.285 mbpd (+7% em relação a 2011)• Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias: 2.101 mbpd (de 09 a 12/ago)

Gás e Energia• Demanda de gás natural: 74,5 milhões m³/d (89,4 milhões m³/d no 4T12)• Recorde diário de geração de energia: 5.883 MW em 26/nov (Petrobras)• Recorde diário de entrega de gás nacional: 49,6 milhões de m3/d em 11/out

3

Gestão• PROEF: aumento da eficiência operacional na Bacia de Campos (UO-BC e UO-RIO)• PROCOP: meta de redução de custos de R$ 32 bilhões entre 2013 e 2016• PRODESIN: reestruturação com foco nas negociações. Execução da 1ª transação (BS-4: Atlanta e Oliva)• Projetos de Investimento: 104,8% de realização das metas físicas previstas nas Curvas S de Desempenho

Produção no Brasil 2012: Alcance da meta prevista no PNG 2012-16

• Redução de 2% na produção de óleo e LGN em função de: interrupção no campo de Frade devido àexsudação (-14 mbpd), paradas programadas com duração superior ao esperado (-6 mbpd) e problemasoperacionais com interrupções não previstas (-68 mbpd).

• Aumento da produção de gás natural em 5,6% com entrada de novos poços (Canapu e Lula) e início daexportação de GN do FPSO Cid. de Anchieta.

4

Produção não operada pela Petrobras: 46 mbpd em 2011 vs 23 mbpd em 2012 Produção operada pela Petrobras e repassada para terceiros: 26 mbpd em 2011 vs 38 mbpd em 2012

2.110 2.098

1.9931.961

1.9891.960 1.940 1.928

1.843

1.9401.968

2.032

2.4912.456

2.3462.305

2.350 2.339 2.315 2.306

2.222

2.3332.359

2.441

1.800

1.900

2.000

2.100

2.200

2.300

2.400

2.500

2.600

2.700

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

Produção de Óleo e LGN Produção Total (Óleo, LGN e Gás Natural)

2011Média 2.022 mbpd

2012Média 1.980 mbpd

2011Média 2.377 mboed 2012

Média 2.355 mboed

mboe

d 2011355 mboed

de Gás Natural

GN = de 355 mil boed para 375 mil boed

2012375 mboed

de Gás Natural

PROEF UO-BC: Programa de Aumento da Eficiência Operacional

5

+25 mbpd

Com PROEF

459

Sem PROEF

434

398412414408

425405411

437437

469

495499

445434

448465

454437

461468

350

400

450

500

550

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

Com PROEF

71.7

Sem PROEF

69.8

+1.9 p.p.

Efici

ência

Ope

racio

nal 2

012 (

%)

+ 31 mbpd+ 50

+ 32+ 29

Início PROEF UO-BC

+ 34+ 22 + 47

Prod

ução

de Ó

leo 20

12 (m

bpd)

+ 57

Prod

ução

de Ó

leo +

LGN

(mbp

d)

Plataformas: 29Produção 2012: 459 mbpd

Queda seria de 101 mbpd sem PROEF

Com PROEF evitou-se uma redução de 47 mbpd

com PROEFsem PROEF

A produção média da UO-BC foi de 459 mbpd em 2012, recuperação de 25 mbpd devido ao PROEF. A Eficiência Operacionalaumentou 11 p.p., de 67% em abril para 78% em dezembro. Dispêndios totais de US$ 831 milhões, VPL US$ 519 milhões.

73 74 71 67 70 69 67 71 75 76 74 78

50556065707580

+11p.p.

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

Efici

ência

Ope

racio

nal (%

)

Início PROEF UO-BC

IRR Brasil: 103% / R/P =19,3 anos

IRR Brasil acima de 100% pelo 21º ano consecutivo

Poços perfurados offshore: Pós-sal (38) + Pré-sal (19)

Custo da descoberta em 2012 foi US$1,96/bbl

R$ 11,6 bilhões investidos em exploração em 2012

Atividade Exploratória

58% 59%64%

50%55%60%65%70%75%80%85%

2010 2011 2012

16,4 Bi boe

96%4%

Destaques BrasilÍndice de Sucesso (Onshore e Offshore)

Descobertas no Brasil 2012 / BaciasReservas Provadas 2012

Reservas Provadas alcançaram 16,4 Bi boe. No Brasil, IRR acima de 100% pelo 21º ano consecutivo. Destaque das descobertas em novas fronteiras exploratórias.

6

84%

16%

Gás NaturalÓleo + LGNInternacional

Brasil

Pré-sal: 82%

Espírito Santo

Pós-salTambuatá e Grana

Padano

Campos

Pré-sal

Pão de Açúcar

Santos

Pós-salBaúna e Piracaba

Pré-salFranco NW, Carioca Sela, Carioca Norte,Nordeste de Tupi,

Carcará, Iara Oeste, Dolomita Sul, Sul de Guará, Franco SW e

Júpiter Nordeste

Solimões / Ceará

Pós-salIgarapé Chibata /

Pecém

Sergipe - Alagoas

Pós-salBarra, Moita Bonita,

Farfan, Muriú, Cumbe

Produção de Derivados: Foco na Produção de Diesel e Gasolina

Produção de Derivados

mbbl/

dia

Aumento de 82 mbpd na carga processada com maior uso de petróleo nacional e manutenção do perfil de produção. O aumento da produção de diesel e gasolina em 2012 minimizou a necessidade de importação.

745 782

395 438

109 1069393

OCOutros

2012

1.997

143

238196

2011

1.896

137

234183

+5%

Diesel

GasolinaGLPNaftaQAV

Carga Processada eUtilização da Capacidade

Carg

a pro

cess

ada (

mbbl/

dia)

Fator de utilização (%)

2012

1.944

1.594

2011

1.862

1.527

Óleo Nac.Óleo Imp.Utilização daCapacidade (%)

Principais Unidades Implementadas em 2012(Refinarias / Unidades)

REVAP – HDS de Nafta Craqueada

REPAR – HDT de Nafta de Coque

RLAM – HDT de Diesel

REPLAN – HDS de Nafta Craqueada

REPAR – HDS de Nafta Craqueada

REPAR – Coque

REPAR – Reforma

REFAP – HDS de Nafta Craqueada

REPAR – HDT de Diesel

RECAP – HDS de Nafta Craqueada

7

+11%

+5%

+5%

340 351

92% 96%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

1.523 1.594

Vendas de Derivados no Brasil 2012

880 937

489570

1011068284

+7%

2.131

Diesel

Gasolina

GLPNaftaQAV

OCOutros

2012

2.285

224165

199

2011

188

mbbl/

d

Aumento de 81 mbpd na venda de gasolina e 57 mbpd na de diesel em função do crescimento econômico, especialmente do varejo.

Vendas de Derivados no Brasil

8

+6%

+17%

224167

O volume de vendas de derivados no mercado internofoi 7% superior ao de 2011:

Gasolina (+17%): expressivo crescimento da frota deveículos flex associado à vantagem do preço dagasolina em relação ao etanol;

Diesel (+6%): crescimento da atividade de varejo emaior consumo em termelétricas na região norte;

QAV (+5%): crescimento do setor de aviação.

Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional

9* 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.

• Os reajustes de preços não foram suficientes para eliminar a diferença entre preços internos e internacionaisem virtude da elevação do preço do óleo e, especialmente, pela variação cambial.

• A Companhia continuará perseguindo a paridade de preços, que constitui uma das premissas do Plano deNegócios e Gestão.

100

120

140

160

180

200

220

240

260

dez/1

2

nov/1

2

out/1

2

set/1

2

ago/1

2

jul/12

jun/12

mai/1

2

fev/13

jan/13

jul/11

jun/11

mai/1

1

abr/1

1

mar-1

1

fev/11

jan/11

abr/1

2

mar/1

2

fev/12

jan/12

dez/1

1

nov/1

1

out/1

1

set/1

1

ago/1

1

Preç

os (R

$/bbl

) Preço Médio de VendaGolfo Americano

Preço Médio de Venda Brasil

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

25/Jun 16/Jul

Reajustes:Gasolina: 7,83%

Diesel: 3,94%

30/Jan

01/NovReajustes:Gasolina: 10%Diesel: 2%

Reajustes:Gasolina: 6,6%Diesel: 5,4%

Câmbio: R$ 1,99/US$Brent: US$ 115,94/bbl

Câmbio: R$ 1,75/US$Brent: US$ 108,91/bbl

* *

* Projeção

2011 2012 2013

Reajuste:Diesel: 6%

∆ Câmbio: 14%∆ Brent: 6%

Exportação e Importação de Petróleo e Derivadosmb

pd

-184 -249

66 18

43 87164 190

43 31

346

2011

749

180

2012

779

156+96%

+4%

-13%

2012

-231

2011

-118

362

2012

548

153

631

160

428

2011

364

DerivadosGasolinaDieselOutros DerivadosOCPetróleo

Exportação Importação Saldo Líquido

Crescimento do mercado superou o aumento da produção, levando à maior importação de gasolina e diesel. Maiorcarga nacional processada e menor produção de petróleo impactaram a exportação de petróleo em 2012.

10

+16%

+102%

milhã

o m³/d

ia

1,6 8,4

+22%

2012

74,9

27,0

39,5

2011

61,2

26,1

33,5

10,8 12,1

74,5

23,0

39,3

2011

+22%

2012

61,1

10,5

39,9

OFERTA

Oferta e Demanda de Gás Natural

7,4 16,024,6

30,8

39,643,5

12,1 12,418,7

38,640,3

38,3

71,6 90,1

+26%

3T12 4T12

3T12 4T12

71,089,4

+26%

DEMANDA

milhã

o m³/d

iaCrescimento de 22% na demanda de gás natural em 2012 (74,5 MM m³/d), com destaque para o segmentotermelétrico (+119%). Essa demanda foi atendida, principalmente, pela maior oferta nacional e pelo aumento daimportação de GNL. O crescimento na produção de gás no Brasil reduziu a demanda de importação de GNL.

Nacional

Bolívia

GNL

Não-Térmico

Térmico

Abast/E&PFertilizantes

3T12 vs 4T122011 vs 2012

2011 vs 2012 3T12 vs 4T12

11

12

Investimentos de R$ 84 bilhões, representando 16% de crescimento sobre o realizado em 2011.

R$ bi

lhão

Investimento Anual

Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%.

72,5 84,1+16%

20122011

34%51%

Internacional

E&PAbastecimento

CorporativoDistribuiçãoBiocombustíveis

G&E

6%5%

2%1,6%

0,4% E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção de

Baleia Azul (Cid. de Anchieta), Sapinhoá (Cid. de SãoPaulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 e P-62) ePapa-Terra (P-61 e P-63).

Abastecimento: Refinaria Abreu e Lima e Comperj. G&E: UFN-3, Terminal de Regaseificação da Bahia e

UPGN Cabiúnas. Internacional: Projetos de Desenvolvimento da

Produção de Cascade e Saint-Malo.

Investimento por Área Principais Projetos

Investimentos em 2012

13

Exploração e ProduçãoR$ 40,6 Bi vs R$ 45,4 Bi

Gás & EnergiaR$ 3,1 Bi vs R$ 1,6 Bi

↑ .

↓ .

↓ .

↓ .

Elevação dos preços de realização em função dadesvalorização cambial de 17%.

Crescimento das participações governamentais em +15%.

Aumento do custo de extração em +28%.

Maiores baixas de poços secos.

InternacionalR$ 1,9 Bi vs R$ 1,3 Bi

↓ Reavaliação de ativos gerando perdas de R$ 487 milhõesem 2012.

↓ Parada programada para manutenção no campo de Akpo, naNigéria.

↓ Início da produção nos Campos de Cascade e Chinook, emáguas profundas no Golfo do México, com aumento do custode extração, em função dos custos iniciais de produção.

Reavaliação de ativos gerando perdas de R$ 487 milhõesem 2012.

Parada programada para manutenção no campo de Akpo, naNigéria.

Início da produção nos Campos de Cascade e Chinook, emáguas profundas no Golfo do México, com aumento do custode extração, em função dos custos iniciais de produção.

↑ Aumento da oferta de gás nacional em +18%.

↔Aumento do despacho termelétrico, associado ao aumentodopreço da energia (PLD), atendido pela

NL e gás boliviano.

↓ Reconhecimento de créditos fiscais no valor líquido de R$ 928

milhões em 2011

Aumento da oferta de gás nacional em +18%.

Aumento do despacho termelétrico, associado ao aumentodo preço da energia (PLD), atendido pela maior importaçãode GNL e gás boliviano.

Reconhecimento de créditos fiscais no valor líquido deR$ 928 milhões em 2011 (fato não recorrente).

Resultado Líquido dos Segmentos - 2011 vs 2012

- R$ 9,9 Bi vs - R$ 22,9 BiAbastecimento

↑ Reajuste de 7,8% no preço da gasolina e de 10,2% no el.↑ Ddddddddddddd fflfdldljfdjdfjlkfjfjgjfg dsfkjldfldfjdlkfjdflj

dslfkdfjldfjj↑ Depreciação cambial ampliou a defasagem em relação a↓ Crescimento das vendas de derivados em +7%.

dfdgffdglkfdgl↓ Maiores importações de gasolina (+102%) e de diesel

(+16%).↓ Crescimento dos custos de aquisição do óleo em Reais em

+21%.Aumento do

Aumento da utilização das refinarias de 92% para 96%. Reajuste de 7,8% no preço da gasolina e de 10,2% no

diesel. Crescimento das vendas de derivados em +7%. Depreciação cambial ampliou a defasagem em relação aos

preços internacionais. Maiores importações de gasolina (+102%) e de diesel

(+16%). Crescimento dos custos de aquisição do óleo em +21%.

Lucro Operacional 2011 vs 2012

2011Lucro Operacional

Receitade Vendas

CPV Despesas de vendas, gerais e administrativas

2012Lucro Operacional

45.403

32.397

37.203

(43.533)(4.827)

Outras despesas

(1.849)

Maior receita refletindo o crescimento da demanda e os preços mais elevados das exportações e das vendas de derivados.

Elevação do CPV em função do maior volume de vendas, suprido por importações e pelo efeito da depreciação cambial sobre

as importações e participações governamentais.

Aumento das despesas gerais e administrativas devido principalmente aos maiores gastos com pessoal.

Aumento de outras despesas operacionais em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais.

(R$ milhões)

14

Lucro Líquido 2011 vs 2012

33.313

21.182

Menor resultado operacional devido ao aumento na demanda por derivados atendida em grande parte por importações e preços derealização abaixo dos internacionais.

Redução do resultado financeiro pelo efeito da depreciação do Real e maior endividamento líquido denominado em dólar.

Redução do imposto de renda a pagar devido ao menor resultado de 2012.

(R$ milhões)

15

204.447555

(302)(3.845)(13.006)

2011Lucro Líquido

Participação em

Investimentos

Participação nos

Lucros

Imposto de Renda e CSLL

2012Lucro Líquido

Lucro Atrib. aos não

Controladores

Lucro Operacional

Resultado Financeiro

(R$ milhões)

Lucro Operacional 3T12 vs 4T12

3T12Lucro Operacional

Receitade Vendas

CPV Despesas de vendas, gerais e administrativas

4T12Lucro Operacional

Outras despesas

8.864(388)

(1.136)(1.318)

986.120

16

Receita: maiores preços e aumento da demanda compensados pela redução das exportações (receita de exportações emandamento ainda não reconhecidas).

Aumento do CPV devido ao aumento do volume de vendas ter sido suprido em grande parte por importações.

Crescimento das outras despesas em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais e perda na recuperação deativos da área internacional.

Lucro Líquido 3T12 vs 4T12

5.567

7.747

(2.744)

3.357(10) (117)

1.646 48

(R$ milhões)

17

3T12Lucro Líquido

Participação em

Investimentos

Participação nos

Lucros

Imposto de Renda e CSLL

4T12Lucro Líquido

Lucro Atrib. aos não

Controladores

Lucro Operacional

Resultado Financeiro

Aumento do resultado financeiro devido à venda de NTN-B e pelos rendimentos sobre depósitos judiciais.

Redução do imposto de renda em função do benefício fiscal decorrente do provisionamento de juros sobre capital próprio.

1) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)2) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias 4) Dólar final de venda

Endividamento

Menor geração de caixa operacional ecrescimento do CAPEX levaram ao crescimentodo endividamento líquido.

A depreciação cambial (9%)4 também impactoua dívida líquida.

R$ Bilhões 31/12/12 31/12/11Endividamento de Curto Prazo 15,3 19,0Endividamento de Longo Prazo 181,0 136,6Endividamento Total 196,3 155,6(-) Disponibilidades ajustadas 3 48,5 52,5= Endividamento Líquido 147,8 103,0

US$ BilhõesEndividamento Líquido 72,3 54,9

18

1,66 1,61

2,46 2,422,77

24% 24%28% 28% 30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

4T11 1T12 2T12 3T12 4T12

Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida1

2

Dividendos

19

Dividendos Propostos

PN = R$ 0,96 / ação e R$ 1,92 / ADR

ON = R$ 0,47 / ação e R$ 0,94 / ADR

Companhias com duas classes de ações têm dever de pagamento mínimo de dividendos

Valor mínimo a ser distribuído (PN + ON) de 25% do Lucro Líquido Ajustado

Cálculo de pagamento de dividendos para acionistas preferencialistas. Prioridade no recebimento,

prevalecendo sempre o maior dos critérios abaixo:

25% do Lucro Líquido Ajustado

3% do valor do Patrimônio Líquido da ação

5% do Capital Social representado por essa classe

Regras Gerais

Nota: 1 ADR = 2 ações

Perspectivas para 2013

20

Crescimento de 4% do mercado de derivados, menorque o verificado em 2012 (8%).

Produção do parque de refino no mesmo patamar de2012, apesar do maior número de paradasprogramadas.

Maior produção de diesel (5%), em detrimento dosdemais derivados.

Maior participação do óleo nacional na carga frescaprocessada (84%, contra 82% em 2012).

Refino e Mercado de Derivados

Gestão PROCOP: implementação do Programa, com obtenção

dos primeiros resultados em 2013. PROEF: Continuação dos trabalhos de recuperação da

eficiência operacional. PRODESIN: intensificação do Programa de

Desinvestimentos.

Investimentos

Orçamento de capital: R$ 97,7 bilhões, sendo 53% parao E&P e 33% para o Abastecimento.

Início do TLD de Franco (Cessão Onerosa). Início do TLD de Sapinhoá Norte.

Produção de Óleo no Brasil Produção média no mesmo patamar de 2012. Menor patamar de produção no 1S13 está associado à

concentração de paradas programadas e à menorcontribuição de novos sistemas. No 2S13 a situação seinverte, com o ramp-up de produção dos campos deSapinhoá, Baúna e Piracaba, Lula NE, Papa-Terra P-63 eRoncador P-55, dando sustentação para o aumento daprodução previsto para 2014.

6 Novas Plataformas em 2013 Entrada em Operação

Capacidade Total / Parcela Petrobras

(mbpd)

Piloto de SapinhoáFPSO Cid. São Paulo Jan-13 120 / 54

Baúna e PiracabaFPSO Cid. Itajaí Fev-13 80 / 80

Piloto de Lula NEFPSO Cid. Paraty Mai-13 120 / 78

Papa TerraP-63 Jul-13 140 / 87,5*

Roncador Mod. IIIP-55 Set-13 180 / 180

Papa Terra P-61

Dez-13 * Utilização da capacidade de

processamento da P-63

DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS

4º trimestre de 2012 e exercício de 2012

Teleconferência/Webcast

05 de Fevereiro de 2013

FIM