PETROBRAS Visão Geral Agosto 2014

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1 PETROBRAS Visão Geral Agosto 2014

2 AVISO 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. 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 PETROBRAS HOJE Integração completa através da cadeia de hidrocarbonetos Exploração e Produção Abastecimento Distribuição Gás e Energia Internacional Biocombustíveis Produção de 2,3 mm boed 293 campos de produção 90,9% da produção brasileira 34% da produção global em Águas Profundas e Ultraprofundas 12 refinarias no Brasil 2,102 milhões bpd em capacidade de refino Venda de Mbpd de derivados de petróleo no Brasil Produção de Mbpd de derivados de petróleo no Brasil postos de gasolina 37,5% de participação no mercado 20% dos postos de gasolina km de gasodutos no Brasil Fornecimento de GN: 85,9 milhões m³/d 3 terminais de regaseificação de GNL em 2013, com capacidade de 41 MM m³/d MW em capacidade de geração de energia 17 países 0,6 Bi boe de 1P (SPE) 243 mbpd de produção 230,5 mpbd em capacidade de refino 3 Usinas de Biocombustível Mais duas Usinas em cooperação (50%) Etanol: abrindo novos mercados O maior produtor nacional de biodiesel (Abastece 20% do mercado doméstico) 3 o produtor de etanol no Brasil EBITDA Ajustado por Segmento (US$ bi) (1) Reservas Provadas 2013 (Critério SPE) - Brasil 2,1 1,4 4,1 30,6 1,3 3,0 3,6 1,3 3,2 2,0 43,4 42,0 1,6 3,5 1,6 37,4 1,5 Águas Ultraprofundas (> 1.500m) 41% 15,97 Bilhões boe Onshore 8% Águas Rasas (0-300m) 6% -6,9-15,6-9, Águas Profundas ( m) 45% E&P RTM G&P Distribuição Internacional (1) Ajuste de acordo com a taxa de câmbio média. Exclui Corporativo e Eliminação. 3

4 VANTAGENS COMPETITIVAS Localização única possibilita melhor integração entre E&P e Abastecimento Exploração e Produção Líder na extração em águas profundas, com acesso a grandes reservas de petróleo Nova fronteira exploratória adjacente às operações existentes Abastecimento Posição dominante no mercado em crescimento, com larga vantagem perante outros centros de refino Reservas abundantes a 300 km do mercado Equilíbrio e integração entre produção, refino e demanda G&E / Bio Combustíveis/ Petroquímica 13 Infraestrutura desenvolvida para processamento e transporte de gás Integração entre energia e cadeia de hidrocarbonetos no Brasil 4

5 Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Produção da Petrobras no 2T14 foi de mbpd, +50 mbpd frente ao 1T14 Mil bpd T13 Média FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá) 5/Jan Capacidade: 120 mbpd (45% Petrobras) mbpd 2T14 40 mbpd T13 Média FPSO Cidade de Itajaí (Baúna) 16/Fev Capacidade: 80 mbpd (100% Petrobras) mbpd 2T14 69 mbpd : mbpd FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE) 6/Jun T13 Média Capacidade: 120 mbpd (65% Petrobras) mbpd 2T14 28 mbpd P-63 (Papa-Terra) 11/Nov T13 Média Capacidade: 140 mbpd (62,5% Petrobras) mbpd 2T14 17 mbpd P-55 (Roncador) 31/Dez Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 18 mbpd T14 Média P-58 (Parque das Baleias) 17/Mar Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 38 mbpd P-62 (Roncador) 12/Mai T14 Média Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 8 mbpd jan-13 fev-13 mar-13 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 out-13 nov-13 dez-13 jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 jul-14 Produção Operada pela Petrobras Produção da Petrobras Principais fatores que impactaram a produção de óleo no 2T14 frente ao 1T14 Início da produção da P-62 (Roncador) Contribuição de novos poços nas plataformas P-55 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias) e FPSO Cidade de São Paulo (Sapinhoá). Crescimento da produção de forma sustentada (1.926 mbpd em março para mbpd em junho), ou seja, +82 mbpd de produção ao longo do 2T14. 5

6 PNG : Curva de Óleo e LGN da Petrobras no Brasil Novos sistemas instalados recentemente e em construção garantem crescimento futuro 9 Unidades Concluídas Previsão de 1º Óleo Previsão de 1º Óleo Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Baúna (Cid. Itajaí) Piloto Lula NE (Cid. Paraty) Papa-Terra (P-63) Roncador III (P-55) Norte Pq. Baleias (P-58) Roncador IV (P-62) Papa-Terra (P-61) Papa-Terra (TAD) Norte Pq. Baleias (P-58) 1º trim. Roncador IV (P-62) 2º trim. Papa-Terra (P-61 + TAD ) 2º trim. Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) 3º trim. Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) 4º trim. Iracema Norte (Cid. Itaguaí) 3º trim. Lula Alto Lula Central Lula Sul (P-66) Búzios I (P-74) Lapa Lula Norte (P-67) Búzios II (P-75) Lula Ext. Sul e CO Sul de Lula (P-68) Lula Oeste (P-69) Búzios III (P-76) Iara Horst (P-70) Tartaruga Verde e Mestiça Búzios IV (P-77) NE de Tupi (P-72) ES Águas Profundas Iara NW (P-71) Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Sul Pq. Baleias Maromba I Carcará Entorno de Iara (P-73) Júpiter Búzios V Espadarte III SE Águas Profundas II Revitalização Marlim II Libra Florim Crescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p. UEPs em operação UEPs concluídas em UEPs não licitadas até fev/2014 6

7 UEPs Concluídas, em Construção e em Processo de Licitação Capacidade Instalada Adicional Operada pela Petrobras mil bpd 300 mil bpd P mil bpd mil bpd 900 mil bpd mil bpd P-73 TAD P-62 Cid. Mangaratiba Cid. Itaguaí P-75 P-67 P-77 P-71 P-61 Cid. Caraguatatuba P-70 Cid. Ilhabela P-72 P-58 Em Processo de Licitação: P-76 P-55 P-63 Cid. Paraty Cid. Itajaí Cid. São Paulo 2013 Tartaruga Verde e Mestiça ES Águas Profundas Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Maromba I Sul do Pq. das Baleias Carcará P-74 P-66 Cid. Maricá Cid. Saquarema P-69 P-68 UEP em licitação: Tartaruga Verde e Mestiça mil bpd UEPs a serem licitadas: ES Águas Profundas Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Maromba I Sul do Pq. das Baleias Carcará mil bpd 7

8 HISTÓRICO DE INSTALAÇÃO DE FPSO Aumento da produção relacionado à instalação de nova capacidade Petrobras instalou, em média, 5 plataformas por ano de 2006 a O ramp-up destas unidades sofreu atraso devido à disponibilidade limitada das sondas de perfuração 2 disponíveis: (2006: 2, 2011: 26) /12: Instalação de nova capacidade inadequada não conseguiu superar o declínio natural. 2014/15: Conectividade gradual dos poços aumentará a produção no período Unidades e Capacidade de Produção 1-3 adicionadas por ano 5 unidades 370 mbpd 7 unidades 590 mbpd 4 unidades 210 mbpd 5 unidades 480 mbpd 5 unidades 400 mbpd 2 unidades 100 mbpd 1 unidades 100 mbpd 9 unidades 840 mbpd Manati 8MMm³/d P mbpd P mbpd P mbpd PPER-Phase 1 2,7MMm³/d P mbpd FPSO Cid São Mateus Camarupim 10MMm³/d FPSO Cidade de Angra dos Reis 100 mbpd TAD + P-61 + P mbpd P mbpd FPSO- CAPIXABA 100 mbpd FPSO-CIDADE DE VITÓRIA 100 mbpd PPER-Fase 2 Δ5.3MMm³/d FPSO E.S. PQ DAS CONCHAS 100 mbpd FPSO Capixaba (reallocation) 100 mbpd P mbpd P mbpd SEILLEAN GOLFINHO 30 mbpd FPSO- PIRANEMA 30 mbpd PRA-1 FPSO Cid. Niteroi MLL 100 mbpd FPSO Cidade de Santos 10MMm³/d Cid. Paraty 120 mbpd P-61 + TAD 140 mbpd P-34 JUBARTE 60 mbpd FSO Cid. De Macaé FPSO Cid. Rio Das Ostras 30 mbpd Frade 100 mbpd P mbpd Mexilhao 15MMm³/d Cid. Itajaí 80 mbpd Cid. Ilhabela 150 mbpd P mbpd FPSO-Cid. RJ 100 mbpd P-53 MLL 180 mbpd P-51 MLS Mód mbpd SS-11 TIRO/SIDON 20 mbpd P mbpd Cid. Anchieta 100 mbpd Cid. São Paulo 120 mbpd Cid. Mangaratiba 150 mbpd Não inclui a instalação de testes de longa duração / 2 Profundidade maior que metros / 3 Participação Total da Petrobras na capacidade adicionada para produção de óleo

9 SONDAS DE PERFURAÇÃO Demanda atingida com aumento da utilização no desenvolvimento da produção Sondas de Perfuração em Operação (Nº) (Maior que metros) Frota de PLSV Frota Atual 11 Novas unidade em Expectativa de poços produtores a serem conectados em poços conectados em 2013, número acima de

10 Produção de Óleo Sistemas Existentes Programa de Aumento da Eficiência Operacional (PROEF) Ganho de 58 mbpd no 1T14 UO-BC Eficiência Operacional (%) T T12 Dispêndios totais de US$ milhões até fev/14. VPL de US$ milhões até fev/14. Foco na recuperação de poços em sistemas submarinos. Ganho de produção: +43 mbpd no 1T14. 3T12 +9 p.p T12 1T13 2T13 *Excluindo o efeito dos sistemas novos: P-63 e P-61. 3T13 Maior valor dos últimos 46 meses 81 4T13 1T14 Abr/14 Meta * 2014: 81% Produção de Óleo + LGN (mbpd) T T POLEO com PROEF 3T T T POLEO sem PROEF 2T T T T14: Ganho de 43 mbpd 1T14 * Abr/14 UO-RIO Eficiência Operacional (%) T12 2T12 Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até fev/14. VPL de US$ milhões até fev/14. Foco na gestão, melhoria de integridade e otimização na utilização de recursos. Ganho de produção: +15 mbpd no 1T14. 3T12 +6 p.p T12 1T13 2T13 *Excluindo o efeito dos sistemas novos: P-55 e P-62 3T13 4T13 Maior valor dos últimos 40 meses 96 1T14 Abr/14 Meta * 2014: 93% Produção de Óleo + LGN (mbpd) T POLEO com PROEF 1T T POLEO sem PROEF 3T T T14: Ganho de 15 mbpd 1T14 * Abr/14 10

11 LUCRO LÍQUIDO / BOE TOTAL DO E&P NO BRASIL E NO EXTERIOR Melhora esperada com o crescimento da produção no pré-sal US$ 35,00 30,00 25,00 29,68 28,21 26,94 25,23 20,71 20,00 18,79 17,92 15,00 11,91 13,97 15,19 13,04 10,00 7,89 5,00 0, Petrobras Peers* Média das Peers * Peers: Total, Chevron, Conoco, Exxon and Shell 11

12 VANTAGEM COMPARATIVA EM E&P Maior fluxo de caixa relacionado aos investimento no E&P, mesmo com maiores gastos exploratórios Mil US$ Libra PBR Média Peers PBR Média Peers PBR Média Peers PBR Média Peers Custo de Desenvolvimento Custo de Exploração Custo de Aquisição Libra Lucro Líquido + DD&A PBR Lucro Líquido + DD&A Peers No E&P, o investimento da Petrobras em desenvolvimento da produção é metade do fluxo de caixa após impostos em Em relação às Peers, o percentil é de 93%. Petrobras investe duas vezes mais do que as Peers no total dos investimentos do E&P em exploração Peers: XOM, CVX, TOT, RDS, COP Fonte: Evaluate Energy Março 2014 * Cessão Onerosa não inclusa 12

13 Tamanho do PRÉ-SAL 650 Blocos no Golfo do México MG ES RJ São Paulo Rio de Janeiro PR Curitiba SP SP Bacia de Campos km 2 (1,7 milhões de acres) SC Pré-Sal da Bacia de Santos km 2 (3,7 milhões de acres) Florianópolis 100 km 13

14 PRÉ-SAL PRÓXIMOS PASSOS 14

15 PRODUÇÃO NO PRÉ-SAL É REALIDADE Sucesso na Exploração e Produção aliados ao rápido crescimento dos recursos disponíveis Média de Produção no Pré-Sal Bacia de Campos (mbpd) Bacia de Santos(mbpd) (MARÇO) Pré-Sal (Bacia de Santos e Campos) Pré-Sal da Bacia de Santos 5 0 Média de Produção dos Poços (kbpd) Número de poços colaboradores Bacia de Campos - RJ Bacia de Campos - ES Bacia de Santos* Poços Perfurados Exploração 33 Produção Sondas de Perfuração em Operação Sondas de Perfuração *Exceto TLDs, pois sua produção é limitada por restrições na queima de gás. 15

16 BALANÇA COMERCIAL O rápido crescimento da demanda nos últimos 5 anos alterou o saldo da Balança Comercial (Mil. bpd) Mil m³ Mil m³ Vendas de Diesel +24% 5,000 4,700 4, % 4,100 3,800 3,500 3,200 2,900 2,600 2,300 2, Vendas de Gasolina +65% 2,800 2,500 2,200 1,900 +3% 1,600 1,300 1, Exportação Importação Saldo Exportação Importação -249 Exportação Importação -197 Óleo Derivados -231 Saldo Saldo 16

17 Cessão Onerosa Através da Cessão Onerosa a Petrobras adquiriu os direitos para explorar, avaliar e produzir até 5 bilhões de boe em seis áreas do pré-sal da bacia de Santos. Para esta transação a Petrobras pagou R$ 75 bilhões (US$ 42 bi) em 2010, sujeito a revisão após declarações de comercialidade. Concessão Cessão Onerosa Partilha de Produção Volumes Contratados em 2010 Área Volume MM boe Florim 467 Búzios Sul de Guará 319 Entorno de Iara 600 Sul de Lula 128 NE Tupi 428 Total As discussões, em curso, sobre Cessão Onerosa, não se alteram em consequência do contrato dos excedentes. 17

18 As Áreas da Cessão Onerosa Possuem Grande Potencial Já Conhecido e Comprovado Áreas Volumes Adicionais ao Contrato de Cessão Onerosa de 9,8 a 15,2 bilhões de boe, segundo a ANP (milhões de barris equivalentes de petróleo) Búzios entre e Entorno de Iara entre e Florim entre 300 e 500 Nordeste de Tupi entre 500 e 700 Fonte: Resolução CNPE nº 1, 24 de Junho de Módulo 1 de Búzios (cessão onerosa) P-74: 1º Óleo: 2016 Capacidade: 150 mil barris/dia Avanço Físico (mai/14): 55,5% Na forma da regulação, a Petrobras informou à ANP estimativas de volumes de Búzios na Declaração de Comercialidade, em dez/13, indicando expectativa de excedentes de até 7 bilhões de barris equivalentes neste campo (volume recuperável de 10 bilhões boe) 18

19 Grau de Maturidade em Termos de Conhecimento dos Reservatórios Cessão Onerosa Excedentes da Cessão Onerosa 9,8 a 15,2 bilhões boe Alto Grau de Maturidade das Áreas do Pré-Sal da Bacia de Santos Campo / Área Área (km 2 ) Volume Contratado Cessão Onerosa (bilhão boe) Poços perfurados ou em andamento Poços testados ou com teste em andamento Teor de CO 2 no gás (%) Lula Não se aplica % Lula / área de Iracema Não se aplica 16 5 muito baixo Sapinhoá 233 Não se aplica % Buzios 852 3, % Áreas da cessão onerosa já têm número significativo de poços perfurados e testados, com ótimos resultados Grande potencial por poço, em linha com os projetos já em produção do pré-sal da Bacia de Santos, sancionados com 20 mil bpd e resultados que atingem até 35 mil bpd Entorno de Iara 611 0, % NE Tupi 291 0, % Florim 292 0,5 2 1 muito baixo Projetos de desenvolvimento em andamento, sem que se vislumbrem riscos adicionais quanto aos volumes, propriedades de reservatórios, tecnologias e disponibilidade de bens e serviços necessário s aos projetos Sul de Lula 203 0, % Sul de Guará 145 0, % Libra Não se aplica % Projetos dos volumes excedentes poderão replicar os projetos da Cessão Onerosa, com grandes ganhos de curva de aprendizado e otimização de custos 19

20 Risco Excedentes da Cessão Onerosa: 9,8 a 15,2 bilhões de boe Excelente Potencial, com Baixo Risco, Levando à Redução dos Investimentos Exploratórios Assinatura do Contrato da Cessão Onerosa Aquisição dos volumes Excedentes da Cessão Onerosa 1º Óleo da Cessão Onerosa 1º Óleo dos Excedentes da Cessão Onerosa Cessão Onerosa 4 anos Exploração / Delimitação Desenvolvimento da Produção Produção Sísmica 3D (2.159 km²) 17 poços perfurados nas 4 áreas Testes de Formação e TLDs Acesso aos Excedentes da Cessão Onerosa: 1. Repõe a produção acumulada de seis anos no período (reposição de 1,6 a 1,8 bilhão de boe/ano) 2. Assegura de forma antecipada um volume potencial com baixo risco exploratório (Índice de Sucesso Exploratório de 100%) 3. Permite maior seletividade nas futuras licitações de áreas exploratórias 4. Considerando o atual Custo de Descobrir (US$ 2,66 / boe, média Petrobras em 2013) seria necessário investir cerca de US$ 26 bilhões para adquirir áreas (pagamento de bônus), descobrir e delimitar (sísmica, poços pioneiros e de delimitação) o volume potencial estimado dos Excedentes da Cessão Onerosa 5. Economia de custos com descoberta estimada em US$ 18 bilhões (2015 a 2021) 20

21 Cessão Onerosa e Partilha: Convivência de Marcos Regulatórios e Produção Simultânea Caso Búzios Assinatura do Contrato de Cessão Onerosa: Set/10 1º óleo Búzios: 2016 Final da produção do volume contratado Final da vigência do contrato de Cessão Onerosa Cessão Onerosa (3,058 bilhões boe) (40 anos / limitado ao volume) Partilha (6,5 a 10 bilhões boe) (35 anos) Início da vigência do contrato de partilha (ECO) 1º óleo Búzios ECO: 2021 Unidades da Cessão Onerosa prosseguem produção sob Partilha Final da vigência do contrato de Partilha dos Excedentes da Cessão Onerosa Contrato de Cessão Onerosa Contrato de Cessão Onerosa + Contrato de Partilha da Produção Produção Concomitante Contrato de Partilha da Produção 21

22 milhão bpd Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&P Planejamento Estratégico Aprovado pelo Conselho de Administração em 25/02/2014 E&P E&P 9 Produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período , sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo Webcast em 26/02/2014 e em Reunião com Analistas em 24/03/ Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior : 3,0 milhões de bpd 4,2 Produção Média de Petróleo no Brasil * Petrobras (70%) + Terceiros (26%) + Governo (4%) : 5,2 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior : 4,0 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* : 3,7 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* : 2,9 milhões de bpd Média Brasil*: Ritmo Sustentável Petrobras: PE 2030 Petrobras: PE Exterior Petrobras: Média Petrobras: Média Exterior Petrobras: Média Exterior * Na visão e fundamentação da Petrobras, considerando Petrobras: diferentes Média ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo. 22

23 milhão bpd A Contratação Integral Destas Áreas Assegura a Nossa Reposição de Reservas e a Sustentabilidade da Produção no Horizonte , com Maior Rentabilidade Os Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) permitem que o nível de produção no período 2020 a 2030 seja elevado para até 4,2 milhões de barris por dia, maximizada a rentabilidade via participação seletiva nos BIDs e gestão de portfólio (desinvestimentos) ,2 4,2 milhões de bpd (14 BIDs e ECO = 100% Petrobras em 2021) Produção Média da Petrobras no Brasil mil bpd 3,7 milhões de bpd (16 BIDs e ECO = 50% Petrobras em 2026) Média Petrobras: PE 2030 A contratação dos Excedentes da Cessão Onerosa implica em: Redução da participação em novos BIDs de 16 para 14 ( ), na visão e fundamentação da Petrobras adotada no PE 2030, plano este aprovado pelo Conselho de Administração em 25/02/

24 Excedentes da Cessão Onerosa: Elevação de Investimentos a Partir de 2019 para 1º Óleo a Partir de 2021 Unidades de Produção Previstas no Plano de Negócios e Planejamento Estratégico da Petrobras 1º Óleo Unidades Concluídas Aumento da Maturidade do Setor Naval/Offshore no Brasil Cid São Paulo Piloto Sapinhoá Cid Itajaí Baúna Cid Paraty Piloto Lula NE Cid. Maricá Lula Alto Carcará ES Águas Profundas P-71 Iara NW ECO ECO ECO ECO ECO ECO ECO Cessão Onerosa Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) Demais Áreas sob Concessão ou Partilha Unidade Concluída em 2013 com 1º óleo em 2014 P-63 Papa-Terra P-58 Norte Pq. Baleias Cid Saquarema Lula Central Tartaruga Verde e Mestiça Revitalização Marlim I P-55 Roncador III P-62 Roncador IV P-66 Lula Sul P-69 Lula Oeste SE Águas Profundas I Libra ECO P-58 Norte Pq. Baleias P-61 Papa-Terra P-67 Lula Norte P-70 Iara Horst Sul Pq. Baleias Espadarte III ECO P-62 Roncador IV TAD Papa-Terra Cid Caraguatatuba Lapa P-68 Lula Ext. Sul e CO Sul de Tupi Maromba I SE Águas Profundas II ECO P-61 Papa-Terra Cid Ilhabela Sapinhoá Norte P-74 Búzios 1 P-76 Búzios 3 P-72 NE de Tupi Júpiter Revitalização Marlim II TAD Papa-Terra Cid Mangaratiba Iracema Sul Cid Itaguaí Iracema Norte P-75 Búzios 2 P-77 Búzios 4 P-73 Entorno de Iara Búzios 5 Florim Construção das Sondas da Sete Brasil: 28 unidades até 2020 Planejamento inclui: projetos já divulgados no PNG, projetos ainda a serem divulgados nos próximos PNGs, projetos de revitalização da produção, novas unidades previstas em áreas com volumes em avaliação e previsão de longo prazo para novas descobertas. 24

25 US$ bilhão Quantidade de UEPs por Ano Investimento da Petrobras Será Ainda Mais Concentrado em E&P Menor Investimento das Demais Áreas Viabiliza Investimentos Adicionais em E&P no Brasil O investimento médio anual cairá de US$ 45,6 bilhões entre 2013 e 2020 para US$ 26,6 bilhões de 2021 a 2030, principalmente devido à conclusão, até 2020, de projetos do ABAST (RNEST, Comperj, Premium I, Premium II) e do G&E (UFN-III, UFN-V, Rotas 2 e 3) Investimentos da Petrobras sem E&P Brasil no PNG / PE 2030 Investimento Médio sem E&P: US$ 10,6 bilhões / ano Investimento Médio sem E&P: US$ 3,8 bilhões / ano Investimento Médio em E&P: US$ 35 bilhões / ano Produção Média Petrobras Brasil: 2,9 milhões bpd Investimento Médio em E&P: US$ 22,8 bilhões / ano Produção Média Petrobras Brasil: 3,7 a 4,2 milhões bpd Investimentos Totais da Petrobras em E&P no Brasil no PNG / PE 2030 Investimentos da Carteira em Implantação + em Processo de Licitação (Parceria nas Premiums). 25

26 Financiabilidade com os Excedentes da Cessão Onerosa PNG : Não há impacto material nos resultados e nos indicadores de endividamento. I PREMISSAS DO PNG : Produção de Óleo: Crescimento de 7,5% (+/- 1pp) em 2014, 3,2 milhões de bpd em 2018, 4,2 milhões de bpd em 2020 Reajustes de Preços: Conforme política apresentada ao CA em nov/2013. Desinvestimentos: Considera Desinvestimentos de US$ 11 bilhões no período Reestruturações no Modelo de Negócios (troca de Capex por Opex): Considera recebimentos de US$ 9,9 bilhões no período Trajetória de Brent: 104,72 US$/bbl em 2014, 100 US$/bbl de 2015 a 2017 e 95 US$/bbl de 2018 em diante. Câmbio depreciado: 2014 = 2,44 R$/US$; 2015 = 2,56 R$/US$; 2016 em diante = 2,59 R$/US$. Câmbio apreciado: 2014 = 2,23 R$/US$; 2015 = 2,10 R$/US$; 2016 em diante = 1,92 R$/US$. II IMPACTOS NOS INVESTIMENTOS: Investimentos (US$ bilhão) PNG Implantação+Licitação 206,8 - - Bônus Excedentes C.O. 0,8 0 0 Antecipação Óleo Excedentes C.O. 5,0 0 0 Investimento Adicional 1,2 9,7 39,8 26

27 Financiabilidade do PNG (US$ 206,8 bilhões) + Excedentes da Cessão Onerosa PNG : Não há impacto material nos resultados e nos indicadores de endividamento. III IMPACTOS NA FINANCIABILIDADE NO HORIZONTE DO PNG : No PNG : 3,5 % de acréscimo no investimento (incluindo bônus) EL/EBITDA e Alavancagem: Não há impacto material IV NÃO É CONTEMPLADA A EMISSÃO DE NOVAS AÇÕES (CAPITALIZAÇÃO) Câmbio Depreciado EL/EBITDA Alavancagem Captação Bruta Média Anual (Capitação Líquida Média Anual) PNG ,61 2,73 1,93 1,68 1,41 1,06 0,95 1,04 a 1,13 +Excedentes da Cessão Onerosa 4,64 2,77 1,91 1,76 1,53 1,17 1,02 0,95 a 1,21 PNG ,6% 42,0% 37,0% 33,3% 29,3% 25,1% 25% 25% +Excedentes da Cessão Onerosa 44,7% 42,3% 37,3% 34,2% 31,1% 26,3% 25,1% 25% PNG ,2 (-0,2) 10,5 (-2,5) * +Excedentes da Cessão Onerosa 10,2 (1,7) 13,3 (-4,2) * * As captações do período objetivam a manutenção da alavancagem em 25% nesta simulação e não tem relação com o volume de investimentos, que será totalmente financiado pela geração de caixa. 27

28 Conclusões Mantidas as Premissas de Convergência de Preços, Desinvestimentos e Reestruturação Financeira do PNG I A contratação direta para 100% dos Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) confere à Petrobras: Áreas de excelente potencial, com baixo risco, já conhecidas e comprovadas Volumes potenciais recuperáveis de 9,8 a 15,2 bilhões de boe Possibilidade de elevar a produção no Brasil entre 2020 e 2030 para até 4,2 milhões de bpd Maximizar a rentabilidade pela participação seletiva em futuros BIDs e gestão do portfólio de E&P (desinvestimentos em áreas sob Concessão) II A produção simultânea da Cessão Onerosa e da ECO possibilitará otimizar os recursos de produção e de infraestrutura, assim como antecipar a produção do volume dos excedentes III No período o investimento se eleva em 3,5% e a ECO não traz impacto material para os indicadores de financiabilidade IV No período a média anual do investimento total cairá, será ainda mais concentrada em E&P, e a produção de petróleo no Brasil será em patamar superior à média do período V Não é contemplada a emissão de novas ações (capitalização) VI A contratação do ECO está alinhada com o Plano Estratégico 2030, aprovado pelo Conselho de Administração em 25 de fevereiro de

29 Produção e Vendas de Derivados no Brasil A produção do 2T14 foi 3% acima do 1T14, com maior produção de Diesel e Gasolina Produção de Derivados Vendas de Derivados Brasil Mil bbl/dia +2% +3% ,6% % +3% % ,3% 857 Jul/14: Produção: mbpd (500 Gasolina e 896 Diesel) 5% T13 1T14 2T14 2T13 1T14 Outros * OC QAV Nafta GLP Gasolina Diesel 2T14 2T14 x 1T14 A produção de derivados foi 3% superior devido ao retorno da unidade de destilação da REPLAN, após parada programada no 1T2014. Maior fator de utilização (de 96% para 98%). Considera somente as vendas do Abastecimento (*) Outros Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários 2T14 x 1T14 Diesel (aumento de 5%) sazonalidade do consumo, tendo em vista a redução da atividade industrial e agrícola no início do ano. Gasolina (aumento de 3%) crescimento da frota de veículos leves e melhor competitividade com o etanol. GLP (aumento de 7%) temperaturas médias mais baixas e maior atividade econômica.

30 Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados 2T14 x 1T14: Maior importação de petróleo e menor importação de gasolina mbpd Exportação Importação Saldo Líquido +33% +20% Jul/14: Exportação de Óleo 321 mbpd Importação de Óleo 193 mbpd -14% -16% Petróleo Outros Derivados OC Diesel 2T13 1T14 2T Gasolina Derivados 2T T T T13 +82% T14 +52% T14 2T14 x 1T14 Redução nas exportações de petróleo em função do volume de exportações em andamento e do maior volume processado nas refinarias. Menores importações de derivados refletindo o aumento na produção de gasolina. Maiores importações de petróleo no 2T14, com grande parte ocorrida em junho, devido à indicação econômica de aproveitamento de oportunidade comercial e de maior utilização de óleo importado no refino. Adicionalmente, a parada da REPLAN no 1T14 diminuiu a base de comparação.

31 PREÇOS AO CONSUMIDOR: COMPARAÇÃO GASOLINA X DIESEL Preços do Brasil acima dos USA; Os impostos correspondem a uma parcela significativa do preço final Preços de Venda da Gasolina Média 2013 Preço de Venda do Diesel Média 2013 Brasil EUA Chile China Japão Alemanha Brasil EUA Chile China Japão Alemanha Preço de Venda na Refinaria Álcool Anidro Impostos Margem da Distribuidora O preço de revenda na refinaria corresponde a 35% do preço de varejo, enquanto o do diesel corresponde a 60% 31

32 mai-04 nov-04 mai-05 nov-05 mai-06 nov-06 mai-07 nov-07 mai-08 nov-08 mai-09 nov-09 mai-10 nov-10 mai-11 nov-11 mai-12 nov-12 mai-13 nov-13 mai-14 nov-14 mai-15 nov-15 mai-16 nov-16 mai-17 nov-17 mai-18 nov-18 mai-19 nov-19 mai-20 nov-20 mai-21 nov-21 jan-10 jul-10 jan-11 jul-11 jan-12 jul-12 jan-13 jul-13 jan-14 jul-14 jan-15 jul-15 jan-16 jul-16 jan-17 jul-17 jan-18 jul-18 jan-19 jul-19 jan-20 jul-20 jan-21 jul-21 (%) US$ MM abr-05 out-05 abr-06 out-06 abr-07 out-07 abr-08 out-08 abr-09 out-09 abr-10 out-10 abr-11 out-11 abr-12 out-12 abr-13 out-13 abr-14 out-14 abr-15 out-15 abr-16 out-16 abr-17 out-17 abr-18 out-18 abr-19 out-19 abr-20 out-20 abr-05 out-05 abr-06 out-06 abr-07 out-07 abr-08 out-08 abr-09 out-09 abr-10 out-10 abr-11 out-11 abr-12 out-12 abr-13 out-13 abr-14 out-14 abr-15 out-15 abr-16 out-16 abr-17 out-17 abr-18 out-18 abr-19 out-19 abr-20 out-20 (%) US$ MM Refinarias RNEST e COMPERJ Acompanhamento Físico e Financeiro RNEST Partida: 4º Trim Acompanhamento Físico Curva S MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Partida - ETA (Mar/2014) 2 - Partida - ETDI (Set/2014) 3 - Partida UDA 11 (Out/2014) 4 - Partida UCR 21 (Nov/2014) 5 - Partida HDT Diesel 31 (Nov/2014) PNG Projetado 2014 PNG 13-17: 87% Realizado: 84% Acompanhamento Financeiro Curva S PNG 13-17: US$ MM Projetado: US$ MM PNG 13-17: MM Realizado: MM fev/14 PNG PNG Realizado Projetado PNG Realizado Projetado COMPERJ Partida: Acompanhamento Físico Curva S MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Partida ETA (Jun/2015) 2 - Partida - ETDI (Jun/2015) 3 - Partida - UDAV (Ago/2016) 4 - Partida - UCR (Ago/2016) 5 - Partida - HCC (Ago/2016) PNG Projetado 2016 PNG 13-17: 67% Realizado: 66% Acompanhamento Financeiro Curva S PNG 13-17: MM Realizado: MM PNG 13-17: US$ MM Projetado: US$ MM fev/14 PNG PNG Realizado Projetado PNG Realizado Projetado 32

33 milhão bpd Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Doméstico PROMEGA Aumento de Capacidade em 195 mbpd RNEST Trem 1 4º Trim RNEST Trem 2 2º Trim Comperj Trem 1 Premium I Trem 1 Premium II OBS: Capacidade adicional de Processamento do PROMEGA (até dez/2016): +165 mbpd (refinarias existentes) + 30 mbpd (RNEST). PROMEGA: Tem por objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo. 33

34 Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural: (milhão m³/dia) A infraestrutura de importação e transporte de gás já instalada é suficiente para atender a demanda Petrobras no Brasil até 2030* Oferta Oferta Doméstica de GN¹ Oferta E&P Novos BIDs Oferta E&P 45 Demanda Demanda Termelétrica Petrobras + Terceiros A Contratar Flexível Inflexível Média Importação da Bolívia Flexível Firme Média Demanda Distribuidoras de GN Demanda 2013 Regaseificação de GNL Média ** 7 Média ** TRBA Pecém Baía de Guanabara Média Demanda Petrobras: Fertilizantes + Refinarias Média Total Total ¹ Inclui GN de Parceiros e Terceiros. ** A oferta prevê a renovação do GSA com a YPFB (Bolívia) e não considera necessária a entrada de um 4º terminal de GNL. Fertilizantes em Avaliação Fertilizantes Refino * Excluindo infraestrutura de escoamento e processamento da produção de gás natural. 34

35 Oferta e Demanda de Gás Natural Aumento da demanda do mercado térmico no 1T14 em relação ao 4T13 (+28%) Maior importação de GNL para atendimento ao mercado termelétrico. DEMANDA OFERTA milhão m³/dia +1% +1% +10% +9% 87,8 80,8 88,5 88,1 81,3 88,8 37,0 38,5 37,6 43,3 37,8 +1% 38,3 Não-Termelétrico Termelétrico 39,9 Abast/E&P/Fafens 39,9 39,3 10,911,7 29,6 12,7 +28% +2% 37,0 37,9 40,2 13,0 30,7 14,1 30,7 12,8 +3% +47% 31,7 18,8 Nacional Bolívia GNL 1T13 4T13 1T14 1T13 4T13 1T14 1T14 x 4T13 Maior demanda termelétrica devido à condição hidrológica desfavorável e baixo nível dos reservatórios. Maior importação de Gás Natural da Bolívia com o contrato adicional assinado, em fev/14, para atendimento à UTE Cuiabá. Maior volume de GNL regaseificado para atendimento à maior demanda térmica. 35

36 Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão Pressupostos da Financiabilidade Manutenção do Grau de Investimento Não haverá emissão de novas ações Convergência com Preços Internacionais de Derivados Parcerias e Reestruturações nos Modelos de Negócio DESEMPENHO Gestão focada no atendimento das metas físicas e financeiras de cada projeto DISCIPLINA DE CAPITAL Garantir a expansão dos negócios da Empresa com indicadores financeiros sólidos PRIORIDADE Prioridade para os projetos de exploração e produção de óleo e gás natural no Brasil

37 Evolução da Participação do E&P e do Abastecimento nos Planos de Negócios Carteira Total dos Planos: 2010 a 2014 Carteira Total de Investimentos Participação do E&P nos investimentos da Petrobras vem crescendo nos últimos cinco Planos de Negócio. Investimento US$ 224,0 bilhões US$ 224,7 bilhões US$ 236,5 bilhões US$ 236,7 bilhões US$ 220,6 bilhões 70% E&P 48% 52% 56% 62% Abast 35% 33% 30% 27% Demais Áreas * 17% 15% 14% 11% 18% 12% PN PN PNG Carteira Total PNG Carteira Total PNG Carteira Total * Gás e Energia, Internacional, BR Distribuidora, PBio, Engenharia Tecnologia e Materiais (ETM) e Área Corporativa e Serviços 37

38 CAPEX Exploração & Produção e Abastecimento Exploração e Produção US$ Abastecimento US$ Realizado Projeção 2014 Realizado Projeção

39 Investimentos do PNG : US$ 220,6 bilhões Implantação, Processo de Licitação e Avaliação Investimento Total US$ 220,6 bilhões Carteira em Implantação + Carteira em Processo de Licitação¹ US$ 206,8 bilhões Carteira em Avaliação US$ 13,8 bilhões 153,9 (70%) 38,7 (18%) 10,1 (5%) 9,7 (4%) 2,3 (1,0%) 2,2 (1%) 1,0 (0,4%) 2,7 (1,2%) = Em Implantação Projetos em Execução (Obras) Projetos já licitados Recursos para Estudos dos Projetos em Avaliação Em Processo de Licitação Projetos de E&P no Brasil Refinaria Premium I Refinaria Premium II + Projetos em Estudos nas Fases I, II ou III (exceto E&P no Brasil) Produção Petróleo ,2 milhões bpd Sem impacto na produção de Petróleo 2020 E&P Abastecimento Gás&Energia Internacional Biocombustíveis Distribuição Engenharia, Tecnologia e Materiais Demais Áreas* ¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em * Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços 39

40 Investimentos da Petrobras em Exploração e Produção: US$ 153,9 bilhões Total E&P US$ 153,9 bilhões Desenvolvimento da Produção + Exploração US$ 135,9 bilhões 18,0 (12%) 23,4 (15%) 53,9 (40%) 82,0 (60%) 112,5 (73%) Pré-Sal (Concessão) Exploração Desenvolvimento da Produção Infraestrutura e Suporte Pós-Sal Pré-Sal Cessão Onerosa Partilha (Libra) E&P Petrobras US$ 153,9 bilhões (77%) + E&P Parceiros US$ 44,8 bilhões (23%) = Total com Parceiros US$ 198,7 bilhões (100%) 40

41 Investimentos da Petrobras: US$ 58,5 bilhões Abastecimento Gás, Energia e Gás Química Internacional Abastecimento US$ 38,7 bilhões Ampliação do Parque de Refino Melhoria Operacional Atendimento do Mercado Interno Destinação do Óleo Nacional Ampliação de Frotas Petroquímica Logística para Etanol Distribuição Corporativo 1,4 3% 5,5 14% 3,3 9% 0,4 1% 1,4 4% 9,4 24% 0,3 1% 0,3 1% 16,8 43% Carteira em Implantação RNEST (Pernambuco) COMPERJ Trem 1 (Rio de Janeiro) PROMEF - 45 Navios de Transporte de Óleo e Derivados Carteira em Processo de Licitação Premium I Trem 1 (Maranhão) Premium II (Ceará) Gás, Energia e Gás Química US$ 10,1 bilhões Energia Malhas Regás - GNL 6,1 61% 0,1 1% 1,3 13% 2,6 25% Carteira em Implantação UFN III (Mato Grosso do Sul) UFN V (Minas Gerais) Rota 2: Gasoduto e UPGN Rota 3: Gasoduto e UPGN Plantas de Gás Química (Nitrogenados) Internacional US$ 9,7 bilhões E&P Refino & Marketing Distribuição G&E Corporativo Petroquímica 9,0 92% 0,05 0,5% 0,6 6% 0,01 0,1% 0,05 0,5% 0,1 0,7% Carteira em Implantação E&P EUA - Saint Malo E&P EUA Cascade e Chinook E&P EUA Lucius E&P Argentina - Medanito e Entre Lomas E&P Bolívia - San Alberto e San Antonio E&P Nigéria - Egina OBS: Incluídas as carteiras em Implantação, em Processo de Licitação e em Avaliação. 41

42 PNG : Premissas de Planejamento Financeiro Análise de Financiabilidade considera a Carteira em Implantação + Processo de Licitação = US$ 206,8 bilhões Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG é baseado em moedas constantes a partir de Preço do Brent (US$/bbl) Taxa de Câmbio média (R$/US$) US$ 105 em 2014, diminuindo para US$ 100 até 2017 e para US$ 95 no longo prazo R$ 2,23 em 2014, valorizando para R$ 1,92 no longo prazo Alavancagem Limite: < 35% Alavancagem decrescente, porém ultrapassa limite em 2014 Dívida Líquida / EBITDA Preço dos derivados no Brasil Limite: < 2,5x Indicador ultrapassa limite em 2014 e permanece abaixo de 2,5x a partir de 2015 e abaixo de 2,0x no fim do período Convergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme política de preços de diesel e gasolina apreciada pelo CA em 29 de novembro de

43 US$ Bilhões PNG : Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 261,7 261, , ,8 Os recursos adicionais necessários para o financiamento do Plano serão captados exclusivamente através da contratação de novas dívidas e não é contemplada a emissão de novas ações. Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de ,0 207, Necessidade Anual de Captação Bruta US$ 12,1 bilhões Líquida US$ 1,1 bilhão Fontes Usos Reestruturações nos Modelos de Negócio Uso do Caixa Captações (Dívida) Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) e Desinvestimentos Amortizações Investimentos Necessidades de captações líquidas inferiores às do Plano anterior devido a: Crescimento da geração operacional decorrente do aumento da produção e expansão da capacidade de refino, substituindo importação de derivados. Reestruturações nos modelos de negócio reduzem a necessidade de caixa no horizonte do Plano. 43

44 PNG : Alavancagem e Dívida Líquida/EBITDA Cenário Base Investimentos de USD $206,8, câmbio a R$ 2,23 em 2014 e R$ 1,92 no longo prazo Alavancagem Petrobras Dívida Bruta e Líquida US$ bilhões Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de 2015 Dívida Líquida/EBITDA Dívida Bruta Dívida Líquida Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de

45 Sensibilidade, Investimento e Câmbio: Investimentos de USD $175,9, câmbio a R$ 2,44 em 2014, R$ 2,56 em 2015 e R$ 2,59 no longo prazo* % 40% Alavancagem Leverage Câmbio Referência Petrobras Dívida Bruta e Líquida 30% US$ bilhões 20% % 120 0% Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% em ,0 4,0 3,0 Net Debt/EBITDA Dívida Líquida/EBITDA Câmbio Referência ,0 1,0 0, Dívida Bruta Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA atende o limite a partir de 2016 *Convergência para os preços internacionais apenas em

46 Política de Dividendos A política da Petrobras é pagar um mínimo de 25% do lucro líquido ajustado para cada categoria de ações Estatuto da Petrobras Coerente com o Direito Empresarial Brasileiro De acordo com as leis corporativas brasileiras, empresas com duas classes de ações devem pagar no mínimo 25% do seu lucro líquido como dividendos Segundo o Estatuto da Petrobras, o pagamento mínimo para ações sem direito a voto (PN/PBR.A) é o maior valor entre: 25% do Lucro Líquido Ajustado 3% do Patrimônio Líquido proporcional ao número de ações PN 5% do capital social proporcional ao total de ações PN A aplicação da Política da Petrobras e do Estatuto resultaram nas seguintes distribuições de dividendos com base no Lucro Líquido Ajustado de 2013: AÇÃO RECIBOS PN PBR.A R$ 0,9672 R$ 1,9344 ON PBR R$ 0,5217 R$ 1,0434 Nota: 1 Recibo = 2 ações PN/PBR.A receberam um dividendo maior pelos resultados de 2013 por causa dos requerimentos de distribuição mínima, baseado na regra Corporativa, de 3% do valor contábil do Patrimônio Líquido 46

47 EL/ EBITDA ALAVANCAGEM Indicadores Financeiros Endividamento Manutenção do Endividamento Total Redução das disponibilidades em função dos investimentos efetuados no período e do pagamento de dividendos aos acionistas R$ Bilhões 31/03/14 30/06/14 Endividamento de Curto Prazo 21,8 23,5 Endividamento de Longo Prazo 286,3 284,2 Endividamento Total 308,1 307,7 (-) Disponibilidades ajustadas 3 78,5 66,4 = Endividamento Líquido 229,7 241,3 US$ Bilhões Endividamento Líquido 101,5 109,6 Indicadores de Endividamento 4,5 Endividamento Líquido / EBITDA ¹ Endividamento Líquido / Capitalização Líquida ² 39% 40% 50% 40% Alavancagem se mantém no patamar de 40% 3,5 4,00 3,94 30% EL/EBITDA reduz de 4,00x para 3,94x devido à diluição do provisionamento do PIDV ocorrido no 1T14 2,5 20% 10% 1,5 1T14 2T14 0% 1) Endividamento Líquido / (EBITDA ajustado 2T14 x 2). 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

48 EBITDA Aumento dos preços colabora para geração de fluxo de caixa, mas ainda há necessidade de ajustes EBITDA Ajustado (US$ bi)* EBITDA Ajustado Separado por Segmento (US$ bi)** ,1 1,4 4,1 1,3 3,0 3,6 1,3 3,2 2,0 1,6 3,5 1,6 1,5 30,6 43,4 42,0 37, ,9-15,6-9, LTM E&P Refino E&P Distribuição Internacional (*) IFRS (**) Ajuste de acordo com a taxa de câmbio média. Exclui o Corporativo e a Eliminação. 48

49 CAPEX E FLUXO DE CAIXA Fluxo de Caixa livre positivo com conclusão dos projetos de abastecimento Capex vs. Fluxo de Caixa Operacional US$ MM Aprox $49 bilhões Aprox. $39 bilhões OCF LTM Capex 2011 Capex 2012 Capex 2013 Capex 2017 E&P Abastecimento G&P Outros Hipóteses do Plano de Negócios e Gestão: Fluxo de Caixa Operacional: Crescimento da Produção de Óleo em mbpd, adicionando fluxo de caixa operacional. Convergência das importações deve eliminar as perdas do abastecimento. 49

50 Milhões (US$) CUSTOS Estabilidade dos preços do petróleo, desvalorização do Real e controle dos custos estabilizaram os custos Taxa FX (BRL/USD) % 2,00-1,76-12% 1,67-5% 1,96 17% 2,16 10% Brent (USD) % 61,51-79,47 29% 111,27 40% 111,58 0% 108,66-3% % % 16, % 19, % ,7 17, , CPV SG&A Exploração P&D Outros impostos Outros CPV elimina custos dos produtos importados ao multiplicar o volume de importação por uma margem assumida em relação ao Brent. O custo de importação atual pode variar. 50

51 Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário - PIDV 2014 Compromisso com o aumento da eficiência, produtividade e disciplina de capital Número de Inscritos: empregados 12% do total de empregados* e 15% do custo de pessoal previsto** para 2014 Custo do Programa: R$ 2,4 bilhões Provisionado no 1T14 Redução de Custos: R$ 13 bilhões no período Premissa de Reposição: 60% dos desligamentos. O custo do incentivo deverá ser compensado em um tempo médio de 9 meses após a saída de cada um dos profissionais. Previsão de Desligamentos 55% dos desligamentos ocorrem em As saídas subsequentes estão programadas de forma a conciliar a necessária retenção do conhecimento, indispensável ao crescimento e à continuidade operacional, segura e sustentável, da Companhia Projeção Evolução do Custo de Pessoal* +18% a.a. 1,3 +3% a.a. 3,3 4,1 5,0 Redução PIDV R$ 13 bilhões R$ bilhão 11,5 13,1 15,5 18,3 22,3 23,8 24,9-0,6 25,6 25,5 26,9 Custo de Pessoal Empregados (mil) 60,1 61,9 63,5 66,4 67,2 62,6 63,7 63,8 61,9 63,2 * Petrobras Holding + BR Distribuidora. Empregados em Mar/14 = / ** Custo previsto no PDG Programa de Dispêndios Globais 51

52 PETROBRAS RATINGS Posição consolidada de investimentos apoiada pelo rating soberano Rating Petrobras: Baa1 / Brasil: Baa2 (1 nota abaixo da PB) Nós vemos a alavancagem da Petrobras se aproximando dos níveis de pico em 2013 e 2014, significativamente maior do que os de suas Peers com tendência de declínio somente a partir de A classificação Baa1 da Petrobras é sustentada por suas reservas abundantes e participação dominante na indústria do Petróleo brasileira com uma posição de liderança, além de refletir o apoio do governo e o impacto da análise da conjuntura. Aumento da associação com o governo poderia resultar na convergência das classificações com o rating soberano. Rating Petrobras: BBB- / Brasil: BBB- Os ratings da Petrobras refletem nossa visão da empresa sobre o perfil de crédito (SACP) "bbb-" e "alta probabilidade" de que o governo do Brasil forneça apoio oportuno e suficiente para a Petrobras em caso de dificuldades financeiras. A perspectiva negativa reflete o tratamento dado ao rating soberano e indica que deveríamos rebaixar os ratings da Petrobras se tomarmos uma ação semelhante sobre o rating soberano. Na falta de mudanças no rating soberano, e mantendo a nossa avaliação atual sobre a possibilidade de apoio do governo, um rebaixamento ocorreria somente se o Stand Alone Credit Profile da companhia caísse para b +, o que consideramos altamente improvável. Rating Petrobras: BBB / Brasil: BBB Apesar da deterioração dos indicadores de crédito, eles permanecem consistentes com as expectativas da Fitch e com o rating atual. Espera-se que os indicadores de crédito se recuperem uma vez que a empresa monetize cada vez mais suas enormes reservas de petróleo e que o preço dos derivados estejam alinhados com os preços internacionais. Uma ação negativa sobre o rating poderia ser resultado de um rebaixamento do rating soberano ou pela percepção de um nível menor de suporte à Petrobras pelo governo brasileiro e/ou um enfraquecimento significativo nos fundamentos de crédito além das expectativas atuais e sem que o governo demonstre apoio à companhia. 52

53 METAS 2014 Maior produção de óleo e derivados, eficiência operacional e otimização de custos direcionarão os resultados de 2014 Produção de Óleo (mbpd) 7,5% +/- 1p.p. Máximo Meta Mínimo PROEF (Efic. Operacional %) 75,4 UO-BC 81,0 +5,6 p.p. Produção de Derivados (mbpd) +1% , UO-RIO 93,1 +0,7 p.p % Outros Gasolina Diesel Investimentos (R$ bilhão) PROCOP Meta 2014 (R$ bilhão) 104,4-9% 94,6 57% E&P Brasil 64% E&P Brasil 3,9 +68% 6,6 +11% 7, Meta 2013 Real

54 Informações Relacionamento com Investidores