DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 4º Trimestre 2015 e Exercício Teleconferência / Webcast 22 de Março de 2016

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1 DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 4º Trimestre e Exercício Teleconferência / Webcast 22 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 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 9

10 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 10

11 Impairment de Ativos Campos de produção de óleo e gás natural no Brasil Campos de Produção no Brasil R$ 33,7 Bilhões Papa-Terra (UO-BC) 8,7 Polo Centro-Sul (UO-BC) 4,6 Polo Uruguá (UO-BS) 3,8 R$ Bilhão Espadarte (UO-BC) Linguado (UO-BC) Polo CVIT (UO-ES) Piranema (UO-SEAL) Lapa (UO-BS) Bicudo (UO-BC) Frade (UO-RIO) Badejo (UO-BC) 2,3 1,9 1,5 1,3 1,2 0,9 0,8 0,7 Outros 5,8 11

12 EBITDA ajustado sem Itens Especiais x R$ Bilhão EBITDA ajustado Sem Itens Especiais Margem EBITDA Sem Itens Especiais +35% Baixa de Ativos (Premium I e II) PIDV PDD setor elétrico 63,3 9,8 +25% 85,5 12,3 73,9 Adesão ao REFIS e Anistia Impostos Estaduais Contingências judiciais PIDV PDD setor elétrico % EBITDA 59, Margem EBITDA Margem EBITDA sem Especiais Contingências judiciais Alienação de ativos -5,6-0,7 Alienação de ativos Ressarcimento OLJ 0 12

13 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) 13

14 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,

15 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) 15

16 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

17 Exploração e Produção Interligação de Novos Poços no Brasil Injetores Produtores Meta 17

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

19 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

20 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 20

21 Despesas Gerais e Administrativas R$ Bilhão 10,8 +4% 11,2-2% 11,0 Consultoria Treinamento Processamento de Dados Serviços, Aluguéis e Encargos Depreciação de Ativos Pessoal (outras empresas) 6,8 6% 7,2-5% Gastos com a Operação Lava 6,9 Jato e Class Action: : R$ 276 MM 1% 3% Pessoal (Holding) 3,9 4,0 4, % do Lucro Bruto* 11% 10% 8% * Lucro Bruto desconsiderando Depreciação 21

22 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. 22

23 Fluxo de Caixa 2016 US$ Bilhão Despesas Financeiras e Amortizações -19 Dividendos Saldo Inicial 2016 Geração Operacional Garantias Judiciais Dividendos, Juros e Amortizações Investimento Desinvestimento Rolagens Captações Saldo Final 2016 Observação: Não considera desembolsos referentes à class action, contenciosos trabalhistas e possíveis impactos de novas legislações do RJ. 23

24 DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 4º Trimestre e Exercício Informações: Relacionamento com Investidores petroinvest@petrobras.com.br