DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 4º Trimestre 2015 e Exercício Apresentação para Imprensa 21 de Março de 2016

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1 DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 4º Trimestre e Exercício Apresentação para Imprensa 21 de Março de 2016

2 Avisos 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 2016 em diante são estimativas ou metas. Adicionalmente, esta apresentação contém alguns indicadores financeiros que não são reconhecidos pelo BR GAAP ou IFRS. Esses indicadores não possuem significados padronizados e podem não ser comparáveis a indicadores com descrição similar utilizados por outras companhias. Nós fornecemos estes indicadores porque os utilizamos como medidas de performance da companhia; eles não devem ser considerados de forma isolada ou como substituto para outras métricas financeiras que tenham sido divulgadas em acordo com o BR GAAP ou IFRS. Aviso aos Investidores Norte-Americanos: 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. 2

3 Ambiente Externo Câmbio 4,50 4,00 Câmbio Final R$ 2,66 47% Câmbio Final R$ 3,90 R$ / US$ 3,50 3,00 2,50 2,00 Câmbio (R$/US$) 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 4T15 Médio 2,37 2,23 2,27 2,54 2,87 3,07 3,54 3,84 Final Período 2,26 2,20 2,45 2,66 3,21 3,10 3,97 3,90 Fonte: Bloomberg Câmbio PTAX -2% 3

4 Ambiente Externo Brent 130 Brent Médio US$ 98,99-47% Brent Médio US$ 52, US$ / bbl Brent Médio 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 4T15 R$ 256,48 244,47 231,56 193,73 154,89 190,09 177,38 167,86 US$ 108,22 109,63 101,85 76,27 53,97 61,92 50,26 43,69 Fonte: Platts -13% 4

5 Destaques do Resultado + Fluxo de caixa livre no montante de R$ 15,6 bilhões. Desde 2007, não se registrava fluxo de caixa livre positivo. + EBITDA ajustado de R$ 73,9 bilhões, 25% superior ao de + Produção total de mil boed, um aumento de 4% em relação a, com recorde diário da produção do Destaques pré-sal* de mil boe em 14/12/ + Menores gastos com importações (óleo e derivados) e participações governamentais - Impairment de ativos (R$ 47,7 bilhões) e de investimentos (R$ 2,1 bilhões) - Maiores despesas financeiras líquidas, devido à desvalorização cambial e ao acréscimo nas despesas com juros Destaques 4T15 - Impairment de ativos (R$ 46,4 bilhões) e de investimentos (R$ 1,9 bilhão) + Fluxo de caixa livre no montante de R$ 7,3 bilhões + Redução de 57% nas despesas financeiras líquidas *Produção Petrobras mais parceiros 5

6 Destaques do Resultado EBITDA (R$ bilhão) Margem EBITDA (%) 59,1 +25% 73, Petrobras Majors Investimentos (R$ bilhão) Fluxo de Caixa Livre (R$ bilhão) -12% 87,1 76,3-19,6 180% 15,6 6

7 Destaques do Resultado Endividamento Líquido (US$ bilhão) Prazo Médio da Dívida (anos) -5% 106,2 100,4 6,1 7,1 Captações Líquidas* (US$ bilhão) -52% Custo da Dívida (% a.a.) +0,7 p.p. 25,2 12,0 5,6 6,3 * Líquido de rolagens e pré-pagamentos. 7

8 Resultado Líquido Consolidado : (-) R$ 34,8 bilhões R$ Bilhão D% Receita Operacional Líquida 321,6 337,3-5 Custo de produtos e serviços vendidos -223,1-256,8-13 Lucro Bruto 98,6 80,4 23 Despesas Operacionais -111,0-101,8 9 Lucro Operacional -12,4-21,3 42 Resultado Financeiro -28,0-3,9-619 Participação em Investimentos -0,8 0,5-277 Participações dos empregados 0,0-1,0-100 Lucro Antes IR/CSLL -41,2-25,8-60 Impostos 6,1 3,9 56 Participação dos Acionistas não controladores 0,3 0,3-1 Resultado Líquido -34,8-21,6-61 Menor demanda de derivados no mercado interno Maior volume de exportação de petróleo Menores gastos com importações e participações governamentais Menor volume de importados no mix de vendas Impairment: R$ 47,7 bi Despesas tributárias: R$ 9,2 bi Contingências em processos judiciais: R$ 5,6 bi PDD do Setor Elétrico: R$ 1,9 bi Perda cambial devido à depreciação do real Aumento das despesas com juros: - maior endividamento; - menor capitalização em ativos em construção; - juros sobre despesas tributárias Resultado Líquido (US$ bilhão) -8,5-7,5 13 EBITDA AJUSTADO 73,9 59,1 25 INVESTIMENTOS 76,3 87,1-12 Brent (US$/bbl) Taxa de Câmbio Médio (R$/US$) 3,34 2,35 42 Taxa de Câmbio Final de Período (R$/US$) 3,90 2,

9 Evolução do Resultado Operacional x (-42%) Contribuição por Segmento de Negócio % Brent (USD) Brent (BRL) Câmbio médio 2,35 3,34 42 R$ Bilhões 84,2-68,3 2,3-3,3-0,2-6,1 0,3-12,4-21,3 Resultado Abastecimento Operacional Exploração e Produção Gás e Energia Distribuição Biocombustível Corporativo Eliminações Resultado Operacional 25,4-17,9 0,8-1,2-0,4-21,1 2,0-58,8 50,3-1,5 2,1-0,3-14,9 1,7 84,2-68,3 2,3-3,4-0,2-6,1 0,3 9

10 Provisionamento decorrente de testes de recuperabilidade de ativos (Impairment): e Valores por Projeto/Ativo/UGC : R$ 49,7 bilhões : R$ 45,4 bilhões 33,7 Campos de Produção E&P Brasil 4,1 5,3 Comperj 21,8 2,5 Campos de Produção E&P Exterior 4,4 2,0 Equipamentos vinculados à E&P 1,4 2,0 UFN III 0,0 0,8 Citepe / Suape 3,0 R$ Bilhões 0,6 UFN V 0,0 0,2 Usinas de Biocombustível 0,0 0,0 RNEST (2º Trem) 9,1 0,7 Outros 0,6 em Despesas Operacionais (R$ 47,7 bi) em Participação em Investimentos (44,6 bi) 2,1 Participação em Investimentos 0,8 10

11 Provisionamento decorrente de testes de recuperabilidade de ativos (Impairment): R$ 47,7 bilhões Valores por Projeto/Ativo/UGC R$ Bilhões 33,7 Campos de Produção E&P Brasil 5,3 2,5 2,0 2,0 (87 unidades geradoras de caixa) Comperj Campos de Produção E&P Exterior (EUA: R$ 1,8 bi ; Bolívia: R$ 0,6 bi) Equipamentos vinculados à E&P (12 sondas) UFN III Campos de Produção de E&P redução no preço de petróleo revisão geológica do reservatório de Papa-Terra Comperj postergação da expectativa de entrada de caixa do projeto 0,8 0,6 0,2 0,7 Citepe / Suape UFN V Usinas de Biocombustível (Quixadá, Candeias, Montes Claros e Guamaré) Outros Equipamento de E&P expectativa de futura ociosidade de sondas de perfuração Taxa de Desconto maior prêmio de risco refletindo a perda de grau de investimento do Brasil 11

12 Simulação do Resultado Líquido Consolidado Sem itens especiais 321,6-223,1 R$ Bilhões -111,0 14,3-15,5 13,6-28,0 5,6-34,8 49,7 Receita CPV Despesas Operacionais Resultado Financeiro Líquido Part. Investimentos, Acion. não controladores, IR e CSLL Resultado Líquido Impairment REFIS, Conting. Judiciais, PDD Setor Elétrico, outros IR e CSLL Resultado Líquido (Simulado) 12

13 Resultado Líquido Consolidado do 4T15: (-) R$ 36,9 bilhões R$ Bilhão 4T15 3T15 D% Receita Operacional Líquida 85,1 82,2 3 Custo de produtos e serviços vendidos -58,3-58,5 0 Lucro Bruto 26,8 23,8 13 Despesas Operacionais -67,9-17,9-278 Lucro Operacional -41,0 5,8-806 Resultado Financeiro -4,9-11,4 57 Participação em Investimentos -1,3 0,2-770 Participações dos empregados 0,1 0,2-44 Lucro Antes IR/CSLL -47,2-5,2-807 Impostos 11,6 0, Participação dos Acionistas não controladores -1,4 1,3-207 Resultado Líquido -36,9-3,8-883 Maiores preços de vendas de derivados, em função dos reajustes no diesel e gasolina em set/15 Menor venda de derivados no mercado interno Menores gastos com importações e participações governamentais Menor participação de derivados importados no mix de vendas Impairment de ativos Menor perda cambial, função da apreciação do real sobre a exposição passiva líquida em dólar e euro Resultado Líquido (US$ bilhão) -9,4-1,1 787 EBITDA AJUSTADO 17,1 15,5 10 INVESTIMENTOS 20,8 19,3 8 Brent (US$/bbl) Taxa de Câmbio Médio (R$/US$) 3,84 3,54 8 Taxa de Câmbio Final de Período (R$/US$) 3,90 3,

14 Exploração e Produção Produção de Petróleo e Gás Natural - Brasil e Exterior mil boed Gás Natural Exterior Óleo e LGN Exterior Gás Natural Brasil % % % Óleo e LGN Brasil % +5% 2013 * LGN - Líquido de Gás Natural Novas Unidades P-58 (Parque das Baleias) P-62 (Roncador) FPSO Cidade de Mangaratiba (Iracema Sul) FPSO Cidade de Ilhabela (Sapinhoá) FPSO Itaguaí (Iracema Norte) P-61 (Papa-Terra) 14

15 Exploração e Produção Produção do Pré-Sal mil boed 942 mil bpd Recorde Diário de Produção 14/12/ Produção Média Mensal do Pré-Sal* (mil bpd) Recorde Mensal em Dezembro/: 874 Mil bpd 3,1 x Fevereiro de 2013: 281 Mil bpd *Produção Petrobras mais parceiros

16 Abastecimento Produção de Derivados no Brasil mil bbl/dia % % Outros Gasolina Diesel Fator de Utilização (%) Rendimento (%) (Diesel, Gasolina e QAV)

17 Abastecimento Vendas de Derivados no Brasil mil bbl/dia Outros % % Nafta: menor demanda por parte de clientes, principalmente Braskem Gasolina: aumento do teor de etanol anidro na gasolina C de 25% para 27%; menor market-share Gasolina Diesel: menor consumo em obras de infraestrutura; menor market-share; e aumento do percentual de biodiesel na mistura diesel/biodiesel Diesel

18 Abastecimento Exportação Importação Saldo Líquido Balança Comercial: Petróleo e Derivados (mil bpd) Petróleo Derivados 167 Evolução do Saldo da Balança Comercial (mil bpd) T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 4T15 18

19 Endividamento Evolução do Endividamento Estoque da Dívida por Indexador 506,6 492,8 LIBOR 1M, 3M, 6M 402,3 392,0 36% Endivid. Total (R$ bilhão) Endivid. Líquido (R$ bilhão) Endivid. Bruto (US$ bilhão) 351,0 282,1 132,2 127,5 126,2 FIXO 50% 1% 9% 5% CDI Outros Índices¹ TJLP Endivid. Líquido (US$ bilhão) 106,2 101,3 100,4 4T14 4T15 Custo da Dívida (em USD) 5,6% a.a. 6,3% a.a. 4T14 1T15 2T15 3T15 4T15 Prazo Médio 6,10 anos 7,14 anos Endiv. Líquido / EBITDA LTM 4,77 3,86 4,64 5,24 5,31 Captações² (USD bi) 25,2 12,0 Alavancagem % ¹Outros Índices: IPCA, TIBOR 6M, EURIBOR 6M, BNDES_006, SCD (Selic). ²Líquido de rolagens e pré-pagamentos. 19

20 DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 4º Trimestre e Exercício

21 Destaques Operacionais do E&P DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS DE Rio de Janeiro, março de 2016 DE&P

22 Superação da meta de produção pela primeira vez nos últimos 13 anos Crescimento de 5,5 % na produção de óleo e gás no Brasil PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS DESTAQUES mboed ,1% +9,8% Internacional Gás Brasil PRÉ-SAL ENTRADA DE UNIDADES Estamos há mais de 6 meses com produção operada em patamar superior a 1 milhão de boed Duas novas plataformas em Cidade de Itaguaí com 5 meses de antecipação, e a P-61 em Papa-Terra ,6% Óleo e LGN Brasil MANU- TENÇÃO Eficiência operacional de 90% mesmo com as paradas programadas para manutenção (2% da produção do ano) VENDAS Redução de produção na área internacional devido à venda de ativos na América Latina¹ 1. Conclusão de vendas no Peru: nov/14; Colômbia: abr/15; Bacia Austral Argentina: mar/15 2

23 Crescimento de 58% na produção na camada Pré-sal FPSO Cidade de Maricá inicia operação. Outros 2 sistemas de produção entrarão no pré-sal ainda em PRODUÇÃO OPERADA DO PRÉ-SAL EM APENAS OITO ANOS Mboe/d +58% ¼ O pré-sal já representa 1/4da nossa produção. A área de Lula tornou-se o maior campo de petróleo do país. 949 Ocorreu a entrada de 1 grande sistema de produção a cada 9 meses. 599 PRODUTIVIDADE ENTRE AS MAIORES DO MUNDO Os primeiros sistemas¹ sem declínio de produção e os instalados recentemente estão em ramp up. MAIOR PRODUÇÃO COM MENORES CUSTOS Custo de Extração do pré-sal abaixo de US$ 8,50por boe. 1. FPSOs Cidade Angra dos Reis, Cidade de São Paulo, Cidade de Paraty e Cidade de Mangaratiba 3

24 Bacia de Campos: maior eficiência e fonte de oportunidades Reduzimos em 13% o custo de extração em toda a Bacia com destaque para a UO-BC com redução de mais de 20% Outras 12% PRODUÇÃO DE ÓLEO POR BACIA EM Bacia de Campos 70% PLANO DIRETOR DA BACIA DE CAMPOS Define diferentes estratégias para diferentes polos da bacia. EXTENSÃO DAS CONCESSÕES Resolução 02/2106 CNPE (03/mar) Viabiliza a revitalização de diversas concessões para continuar produzindo além de 2025 gerando oportunidades de investimentos no curto e longo prazo. Projeto de revitalização de Marlim e Albacora REVITALIZAÇÃO DAS ÁREAS DE MAIOR ECONOMICIDADE Foram investidos R$ 2,7 bilhões na revitalização de plataformas. OTIMIZAÇÃO DE INVESTIMENTOS Bacia de Santos 18% Dos dez maiores campos produtores no Brasil, oito estão na Bacia de Campos Em diminuímos em 16% o tempo médio de perfuração de poços na Bacia de Campos (de 92 para 77 dias). PRODUÇÃO DE MARLIM CRESCE PELO 3º ANO CONSECUTIVO Gestão de reservatório e eficiência operacional. 4

25 Exploração de Libra em ritmo acelerado Novo poço encontra a maior a maior coluna de óleo já descoberta pelo consórcio Com duas sondas dedicadas, já concluímos 6 poços. Teste de Longa Duração começa em 2017, com capacidade de 50 mil bpd FPSO em construção em Singapura DECLARAÇÃO DE COMERCIALIDADE EM 2017 Exploração Espessuras com óleo superiores a 200 m TLD Alta produtividade por poço 1º óleo no 1º trimestre de 2017 Projeto Piloto FPSO em fase de contratação Capacidade de 180 mbpde 12 MMm³/dia 1º óleo em

26 Competitividade: redução de 17% no custo de extração Patamar 15% inferior a média das majors QUEDA NO CUSTO DA EXTRAÇÃO DA PETROBRAS EM... Custo de Extração (US$/boe) Custo de Extração (US$/boe)... INFERIOR À MÉDIA DAS MAJORSEM 14,1-17 % 11,7 10,1 14,5 15,0 15,2 11,7 $13,7 MÉDIA MAJORS Custo de extração excluindo participações governamentais. Fonte: Evaluate Energy, Petrobras 6

27 Forte atuação na renegociação de contratos com fornecedores Onda 1 concluída com sucesso, Onda 2 ao longo do primeiro semestre de 2016 RENEGOCIAÇÕES COM FORNECEDORES REDUÇÃO DO NÚMERO DE SONDAS FLUTUANTES Jul/15 Fev/16 Jun/16 Onda 1 Poços, logística e sistemas submarinos Onda 2 Poços, logística e demanda continuada da operação 69-35% 62-27% fornecedores 320 fornecedores 704 contratos 735 contratos jan/14 jan/15 dez/15 80% saldo contratual 80% saldo contratual Redução de 13% Adequação das taxas diárias de sondas às de mercado cumprindo as cláusulas contratuais existentes. 7

28 Papa-Terra (62,5% Petrobras + 37,5% Chevron) Reservatório típico do pós sal da Bacia de Campos, porém com desafios distintos da nossa carteira de projetos UNIDADES INSTALADAS EM PAPA-TERRA CARACTERÍSTICAS ÚNICAS DESTE PROJETO P-61 SS-88 (TLWP) (TAD) Única plataforma tipo TLWP instalada pela Petrobras Poços com completação seca P-63 (FPSO) CARACTERÍSTICAS DO ÓLEO Papa-Terra Média B. Campos Pré-Sal ºAPI Linhas de coleta dos poços para a plataforma com aquecimento elétrico Escoamento multifásico de óleo ultra viscoso entre duas plataformas A produção de óleo mais pesado em águas ultraprofundas Viscosidade (cp) ,7 8

29 No ano de instalamos a nossa milésima árvore de natal molhada... fomos reconhecidos internacionalmente pelas tecnologias aplicadas no pré-sal... atuamos fortemente no controle de dispêndios $$$... celebramos a consolidação de uma infraestrutura numa nova fronteira de produção... tivemos o melhor aproveitamento de gás da história... aumentamos nossa previsibilidade e produtividade. 9

30 DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 4º Trimestre e Exercício Apresentação para Imprensa 21 de Março de 2016

31 Abastecimento Recorde na produção total de Diesel S-10 em, da ordem de 11,686 milhões de metros cúbicos (m³). O volume atingido no período representa alta de 40% na comparação com o resultado do ano anterior, quando produzimos 8,329 milhões de m³ do derivado. O crescimento da produção contribuiu ainda para a redução das importações de Diesel S-10 em 49%, passando de 9,3 milhões de m³ em para 4,7 milhões de m³ em ; Em janeiro de 2016, também houve recorde de produção de diesel S-10 (com ultrabaixo teor de enxofre), que chegou a um total de 1,266 milhão de m3, representando aumento de 53 mil m3 em relação ao recorde mensal anterior, de 1,213 milhão de m3, registrado em setembro de ; O saldo da balança de petróleo está positivo em devido à maior exportação (de petróleo) com o aumento da produção do E&P, além da expressiva melhora no saldo de derivados; 2

32 Abastecimento Em, houve aumento do rendimento de diesel na produção total de derivados, com maior participação de óleo nacional no processamento. Esta melhora no perfil de produção, aliada a outros fatores, contribuiu para reduzir a importação de derivados, principalmente de diesel; Participação Óleo Nacional na Carga Processada Rendimento de Diesel 82% 86% 39% 42% 3

33 Abastecimento Vendas de Diesel por Grade (mbpd) Produção de Diesel por Grade (mbpd) ,0% Exportação de Diesel por Grade (mbpd) Importação de Diesel por Grade (mbpd) ,8% Alto Teor de Enxofre Médio Teor de Enxofre Baixo Teor de Enxofre 4