Aviso aos investidores norte-americanos

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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 2018 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 AGENDA Principais Entregas Relato Integrado Destaques do Resultado Perspectivas 2018 Destaques Operacionais 3

4 PRINCIPAIS ENTREGAS Métricas de topo TAXA DE ACIDENTADOS REGISTRÁVEIS TAR* 2,15 1,63 1,24 1,11 1,09 1, T17 2T17 3T17 4T17 DÍVIDA LÍQUIDA / EBITDA AJUSTADO 5,11 3,54 3,24 3,23 3,16 3,67 3,20** T17 2T17 3T17 4T17 * Taxa de acidentados registráveis por milhão de homens-hora ** Excluindo acordo da Class Action 4

5 PRINCIPAIS ENTREGAS Nova Política de Dividendos Proposta de alteração do Estatuto Social Acordo da Class Action Eliminação de incertezas relevantes Resultado Líquido Excluindo a Class Action, o lucro seria de R$ 7,09 bilhões Produção Recorde de produção no Brasil pelo 4º ano consecutivo, meta atingida pelo 3º ano seguido Custos Gastos operacionais gerenciáveis reduziram 10% em relação a 2016 Fluxo de Caixa Fluxo de Caixa Livre de R$ 44,06 bilhões, positivo por 11 trimestres consecutivos e 6% superior ao ano anterior Parcerias e Desinvestimentos US$ 6,4 bilhões de entrada de caixa no Programa de Parcerias e Desinvestimentos em 2017 Controles Internos Eliminamos as fraquezas materiais e as deficiências significativas de controle Relato Integrado 1º Relato Integrado da Petrobras, composto por: Relatório Anual, Sustentabilidade e Demonstrações Financeiras 5

6 RELATO INTEGRADO 2017 MATERIALIDADE MODELO DE NEGÓCIOS 6

7 VALORIZAÇÃO DO BRENT E APRECIAÇÃO DO REAL BRENT (US$/bbl) US$ 54,3/bbl Médio em T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 4T17 CÂMBIO (R$/US$) 3,90 3,51 3,25 3,30 3,25 3,22 3,16 3,25 3,19 Médio em T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 4T17 7

8 DESEMPENHO FINANCEIRO 2017 (R$ bilhões) -0,45 RESULTADO LÍQUIDO 7,09 RESULTADO LÍQUIDO (sem CLASS ACTION) 76,56 EBITDA AJUSTADO 87,76 EBITDA AJUSTADO (sem CLASS ACTION) 44,06 FLUXO DE CAIXA LIVRE 8

9 PRINCIPAIS ITENS NÃO RECORRENTES ACORDO DA CLASS ACTION NOS EUA Encerramento da ação coletiva movida por investidores nos EUA R$ 11,20 bilhões* PROGRAMA DE REGULARIZAÇÃO DE DÉBITOS FEDERAIS Quitação de débitos com reduções de juros, multas e encargos e com uso de créditos de prejuízo fiscal R$ 10,43 bilhões * inclui impostos 9

10 LUCRO OPERACIONAL SUPERA RESULTADO FINANCEIRO (R$ bilhões) Lucro Operacional Menor impairment de ativos 35,6 17,1 +108% Redução de custos (pessoal, baixa de poços e ociosidade de equipamentos) Maiores exportações de petróleo a preços mais elevados As Despesas Financeiras Líquidas atingiram R$ 31,6 bilhões em

11 EBITDA AJUSTADO Evolução do EBITDA Ajustado (R$ bilhões) Exploração e Produção Petrobras 53,6 65,3 88,7 87,8* 76,6 Refino, Transporte e Comercialização 47,5 28,6 * EBITDA Ajustado sem o acordo da Class Action 11

12 FLUXO DE CAIXA LIVRE POSITIVO (R$ bilhões) Fluxo de Caixa Livre * Juros 41,6 44,1 25,6 22,3 *Fluxo de Caixa Livre para a Firma 12

13 OTIMIZAÇÃO DO CAPEX CAPEX (US$ bilhões) 21,5 13,7 13,3 84% no E&P Ganho de eficiência nas paradas programadas e na construção de poços 2015 Replanejamento de investimentos em poços e plataformas, sem impacto na produção projetada Pagamento de R$ 2,9 bilhões em bônus de assinatura no 4T

14 EVOLUÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS Gastos Operacionais Gerenciáveis (R$ bilhões) 93,0 87,0 Despesas com Vendas (R$ bilhões) Despesas Gerais e Administrativas (R$ bilhões) Empregados do Sistema ,4 15,9 13,8 14,5 11,0 11,5 9, % entre 2016 e % entre 2016 e % entre 2016 e % entre 2016 e

15 REDUÇÃO DO ENDIVIDAMENTO ENDIVIDAMENTO (US$ bilhões) 126,2 100,4 118,4 115,1 96,4 95,0 109,3 84, T17 4T17 Endividamento Total Endividamento Líquido 1T17 4T17 Taxa média de financiamentos (% a.a.) 6,2 6,1 Prazo Médio (anos) 7,61 8,62 Alavancagem (%)

16 EXPOSIÇÃO ÀS INSTITUIÇÕES PÚBLICAS US$ Milhões Outros CEF Banco do Brasil BNDES

17 GESTÃO DA DÍVIDA (US$ bilhões) CRONOGRAMA DE AMORTIZAÇÕES 18,5 24,1 2,6 6,5 9,8 13,1 11,8 8,2 8,1 6,1 5,2 6,3 1,2 Posição do Caixa em 31/01/ Posição em 31/01/ Linha de crédito compromissada no valor de US$ 4,35 bilhões em Março de

18 PARCERIAS E DESINVESTIMENTOS EM CURSO Meta mantida para ,6 REALIZAÇÕES Entrada de Caixa (US$ bilhões) 2,3 6,4 2, PARCERIAS ESTRATÉGICAS Recebidos: US$ 11,5 bilhões PROCESSOS COMPETITIVOS 71 campos terrestres 33 campos de águas rasas 3 campos em águas profundas Distribuição no Paraguai Gasodutos Norte/Nordeste Unidades de Fertilizantes POG BV (África) Refinaria de Pasadena BSBios 18

19 PERSPECTIVAS DE RESULTADO PARA 2018 MELHORIA NA GERAÇÃO OPERACIONAL REALIZAÇÃO DAS PARCERIAS E DESINVESTIMENTOS REDUÇÃO DA DÍVIDA MELHORA DO RESULTADO DISTRIBUIÇÃO DE DIVIDENDOS em caso de Lucro Produção de 2,7 MM boed Aumento de vendas de diesel e gasolina Esforço contínuo em redução de custos Cumprimento da meta de US$ 21 bilhões Diversos projetos em andamento Maior interesse do mercado Dívida Líquida de US$ 77 bilhões ao final de 2018 Gestão ativa da dívida Nova política de dividendos Distribuição trimestral a ser proposta na AGO 19

20 PROJEÇÕES 2018 (US$ bilhões) 30 GERAÇÃO OPERACIONAL 11 DESINVESTIMENTOS 17 INVESTIMENTOS 6 PAGAMENTO DE JUROS 3 AMORTIZAÇÃO DE PRINCIPAL * Premissas: Brent US$ 65/bbl e Câmbio de R$/US$ 3,32 * Previsão de entrada de caixa

21 DESTAQUES OPERACIONAIS 21

22 REPOSIÇÃO DE RESERVAS SUPEROU A PRODUÇÃO Manutenção do índice de reserva/produção Variação nas reservas provadas de óleo e gás natural (Bi boe, critério SEC) +0,25-0,92 +0,39 +0,36 reservatórios 9,67 9,75 Incorporação de áreas no Pré-sal Melhor resposta da injeção de água nos ÍNDICE DE REPOSIÇÃO DE RESERVAS 109% Produção Maior preço do petróleo R/P 10,5 anos 10,6 anos 22

23 ATUAÇÃO SELETIVA NA AQUISIÇÃO DE NOVAS ÁREAS EXPLORATÓRIAS 2017 MS PAR-T-175 SP Parcerias estratégicas Investimento de R$ 2,9 bilhões na aquisição de 10 novos blocos exploratórios em 2017 Dois Irmãos Setor SC- AP3 Manifestação de interesse pelo direito de preferência por três áreas da 4ª Rodada de Partilha Uirapuru Cessão Onerosa Alto de Cabo Frio Central Libra 2018 Início em 2018 das atividades sísmicas nos blocos marítimos adquiridos em 2017 Polígono do Pré-sal Entorno de Sapinhoá Lula Peroba Três Marias Bacia de Santos Bacia de Campos Aumento de 17% na área exploratória Concessão contratado Partilha contratado Concessão a licitar em 2018 Partilha a licitar em 2018 Partilha a licitar em 2018 com manifestação de interesse pela Petrobras 23

24 RECORDES DE PRODUÇÃO E DE APROVEITAMENTO DE GÁS CRESCIMENTO SUSTENTADO DO E&P Recorde de Produção de óleo no Brasil pelo 4º ano consecutivo (mil bpd) AUMENTO DE EFICIÊNCIA NO APROVEITAMENTO DE GÁS Recorde da produção de gás natural no Brasil (Milhões m 3 /d) PREVISIBILIDADE Produção de Óleo e Gás Natural (mil boed) +4,6% +0,7% +0,5% -0,8% +5,3% ,1 +3,2% 79, Exterior Gás Natural Brasil Recorde no aproveitamento do gás: 96,5% Óleo e LGN Brasil

25 REDUÇÃO DOS GASTOS OPERACIONAIS DO E&P Gastos operacionais de E&P (US$ bilhões) 13,3 12,4 Custo de Extração Brasil e Exterior (US$/boe) 11,0 10,3 10,4 0,6 Efeito câmbio Custo de extração exluindo efeito câmbio -6% em

26 RITMO ACELERADO NO DESENVOLVIMENTO DOS MAIORES CAMPOS DO PRÉ-SAL Lula e Cernambi Concessão Duas últimas plataformas, P-67 e P-69, serão instaladas em 2018 Búzios Cessão Onerosa Primeiro óleo em 2018, por meio da P-74, que já está na locação Mero Partilha A primeira unidade, FPSO Guanabara, já foi contratada Na locação Em construção / Em planejamento 26

27 REDUÇÃO DE RISCO PARA A ENTRADA DE NOVOS SISTEMAS DE PRODUÇÃO P-74 na locação: A plataforma chegou ao campo de Búzios e deve entrar em operação ainda no primeiro semestre. Tartaruga Verde e Mestiça: preparo para a atividade de pré-ancoragem do FPSO Campo dos Goytacazes na locação. Avanço nas atividades de integração dos FPSOs e de préancoragem: unidades com início da produção previsto para 2018 Contratados os FPSOs de Mero e Sépia: As unidades têm início da produção previsto para 2021 Início do processo de contratação de 5 novos sistemas: Projeto Integrado do Parque das Baleias, Segundo Sistema de Mero, Búzios 5, Revitalização de Marlim 1 e 2 27

28 VOLUME DE VENDAS DE DERIVADOS MENOR NA COMPARAÇÃO ACUMULADA Participação do Óleo Nacional na Carga Processada (%) Volume de Vendas (mil bbl/dia)* Produção de Derivados (mil bbl/dia)* Outros Gasolina Diesel Outros Gasolina Diesel Disponibilidade Operacional nas Refinarias (%) * Inclui vendas do Abastecimento e da BR Distribuidora 28

29 EVOLUÇÃO DE MARKET SHARE Gasolina Importação de Terceiros 96% 90% 83% 77% 1560 mil m³ 2015 fev/ mil m³ 680 mil m³ Diesel 97% 83% 74% 79% 320 mil m³ 300 mil m³ 360 mil m³ 2015 fev/18 JAN 2017 Diesel Gasolina NOV FEV 2018

30 EXPORTAÇÃO DE 669 mil bpd DE ÓLEO E DERIVADOS EM 2017, COM SALDO LÍQUIDO DE 362 mil bpd Importação (mil bbl/dia) Exportação (mil bbl/dia) Saldo líquido (mil bbl/dia) Derivados Petróleo Derivados Petróleo Petróleo Derivados 30

31 BALANÇO DE OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL Oferta de Gás Natural (MMm 3 /dia) Demanda de Gás Natural (MMm 3 /dia) GNL Bolívia Nacional Não Termelétrico Termelétrico Abas/Fafens * Inclui vendas do Abastecimento e da BR Distribuidora 31

32 MAIOR GERAÇÃO TERMELÉTRICA Nível Reservatório SIN (%) Geração Termelétrica Petrobras (MWmed) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Carga SIN (GWmed) Hidrologia SIN (%MLT) PLD Sudeste (R$/MWh)

33 Divulgação de Resultados 2017 Relacionamento com Investidores