Plano de Negócios e Gestão

Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 1

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 2014 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

Sucesso Exploratório e Aumento das Reservas 46 descobertas nos últimos 14 meses (jan/13 a fev/14), das quais 24 marítimas sendo 14 no Pré-Sal. PAD IARA EXT 4(RJS 706) SAGITÁRIO(SPS 98) FLORIM(RJS 704) TANGO(CES 161) PITU(RNS 158) PAD FARFAN 1(SES 176D PAD MURIÚ 1(SES 175D) PAD MOITA BONITA(SES 178) PAD TAMBUATÁ SANTONIANO(GLF 35) SÃO BERNARDO(ESS 216) ARJUNA(ESS 211) RIO PURUS(CXR 1DA) EXT DE FORNO(AB 125) EXT DE BRAVA (VD 19) MANDARIM(MLS 105) BENEDITO(BP 8) FRANCO NORDESTE(RJS 724) FRANCO LESTE(RJS 723) FRANCO SUL(RJS 700) ENTORNO DE IARA 1(RJS 711) IARA ALTO ÂNGULO(RJS 715) JÚPITER BRACUHI(RJS 713) NE TUPI 2(RJS 721) SUL DE TUPI(RJS 698)) Brasil Descobertas: 46 Mar: 24 Terra: 22 Índice de Sucesso Exploratório: 75% Reservas: 16,0 bilhões de boe IRR¹: 131% > 100% pelo 22º ano consecutivo R/P²: 20,0 anos Pré-Sal Descobertas: 14, sendo 5 poços pioneiros Índice de Sucesso Exploratório: 100% Reservas: 300 km da região SE, 55% do PIB ¹ IRR: Índice de Reposição de Reservas ² R/P: Razão Reserva / Produção 3

PNG 2014-2018: Curva de Óleo e LGN da Petrobras no Brasil Crescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p. OBS: A produção de óleo e LGN operada pela Petrobras em 2020 será de 4,9 milhões de bpd. Versão 20/02 22:00 4

PNG 2014-2018: Curva de Óleo, LGN e Gás Natural da Petrobras no Brasil Crescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p. Versão 20/02 22:00 5

PNG 2014-2018: Curva de Óleo e LGN da Petrobras no Brasil Produção de Óleo e LGN (milhões bpd) 9 Unidades Concluídas Previsão de 1º Óleo Previsão de 1º Óleo 2014-2015 2016-2020 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 2013 --- UEPs não licitadas até fev/2014 6

UEPs Concluídas, em Construção e em Processo de Licitação TAD P-62 P-61 P-58 1.000 mil bpd 300 mil bpd P-55 P-63 Cid. Paraty Cid. Itajaí Cid. São Paulo 2013 Capacidade Instalada Adicional Operada pela Petrobras Cid. Mangaratiba Cid. Ilhabela Cid. Itaguaí Em Processo de Licitação: Tartaruga Verde e Mestiça ES Águas Profundas Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Maromba I Sul do Pq. das Baleias Carcará P-67 150 mil bpd 1.000 mil bpd 900 mil bpd 1.050 mil bpd P-75 P-67 Cid. Caraguatatuba P-74 P-66 Cid. Maricá Cid. Saquarema 2014 2015 2016 2017 2018 P-77 P-70 P-76 P-69 P-68 UEP em licitação: Tartaruga Verde e Mestiça + 150 mil bpd P-73 P-71 P-72 UEPs a serem licitadas: ES Águas Profundas Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Maromba I Sul do Pq. das Baleias Carcará + 600 mil bpd 7

19 Novos PLSVs para atendimento à curva de Óleo Frota Atual = 11 PLSVs + 8 ao longo de 2014 + 9 + 2 3 PLSVs de 550t (Holanda) 1 PLSV de 300t (Suape) Sunrise 270t Kommandor 3000 135t North Ocean 102 210t Sapura Diamante 550t PLSVs em Operação e Construção Deep Constructor 125t P-58 Skandi Vitória 300t Skandi Niterói 270t McDermott Normand7 340t Seven Mar 340t Seven Seas 430t Lay Vessel 105 300t Polar Onyx 275t Coral do Atlântico 550t Sapura Topázio 550t Seven Waves 550t Estrela do Mar 550t 1 PLSV de 300t (Holanda) 2 PLSVs de 550t (Holanda) 2 PLSVs de 650t (Noruega) 1 PLSV de 550t (Holanda) Agile 200t Seven Condor 230t 1 PLSV de 300t (Suape) PLSV: Pipe Laying Support Vessel 2014 Seven Phoenix 340t 2014 2016 2017 8

Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Doméstico Capacidade de processamento da Petrobras deverá alcançar 3,3 milhões de barris por dia em 2020, em sintonia com o crescimento do mercado doméstico. milhão bpd 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. 9

Refinarias RNEST e COMPERJ Acompanhamento Físico e Financeiro RNEST Partida: 4º Trim 110 100 90 80 70 60 Acompanhamento Físico Curva S PNG 13-17 2014 Projetado 2014 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 PNG 13-17 2016 Projetado 2016 10 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 (%) 50 40 30 20 10 0 PNG 13-17: 87% Realizado: 84% 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 PNG 12-16 PNG 13-17 Realizado Projetado Acompanhamento Físico Curva S PNG 12-16 PNG 13-17 Realizado Projetado Acompanhamento Financeiro Curva S 20000 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 PNG 13-17: US$ 18.515 MM Projetado: US$ 18.579 MM 16.000 Acompanhamento Financeiro Curva S 14.000 12.000 PNG 13-17: US$ 13.457 MM 10.000 8.000 6.000 4.000 Projetado: US$ 13.596 MM 2.000 0 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 PNG 13-17: 7.882 MM Realizado: 7.573 MM PNG 13-17 Realizado Projetado (%) 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 fev/14 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) COMPERJ Partida: 2016 fev/14 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 13-17: 67% Realizado: 66% PNG 13-17: 15.246 MM Realizado: 14.841 MM PNG 13-17 Realizado Projetado

Gás Natural, Energia e Gás-Química Monetização das reservas de gás natural por meio da expansão da capacidade de geração termelétrica, da capacidade de produção de fertilizantes nitrogenados e do consumo de GN pelas distribuidoras. Capacidade Instalada de GeraçãoTermelétrica (GW) 7,5 5,0 2,5 +20% 6,0 6,3 6,8 7,2 0,3 0,8 6,0 6,0 6,0 6,0 1,2 Novas UTEs Capacidade Atual Projetos de UTEs: UTE Baixada Fluminense Fev/2014 UTE Azulão 2017 UTE Bahia II 2020 UTE Sudeste VI 2020 0,0 2013 2014 2018 2020 +33% Demanda Distribuidoras de GN (milhão m³/d) 60 40 20 39 41 49 52 Projetos de Infraestrutura de GN: Pontos de Entrega ao longo do GASBOL e das Malhas NE e SE 0 2013 2014 2018 2020 Oferta ao Mercado de Amônia e Ureia (milhão ton/ano) 4,5 3,0 1,5 0,0 1,3 1,1 0,2 1,8 1,6 +169% 0,2 3,5 3,5 0,8 0,7 2,7 2,8 Amônia Ureia Projetos de Fertilizantes: Sulfato de Amônio Fev/2014 UFN III (MS) 4º Trim - 2014 UFN V (MG) 2017 2013 2014 2018 2020 11

Internacional: Produção de Óleo e Gás Natural Crescimento da Produção por meio de participações em oportunidades exploratórias na América Latina, na África e nos EUA. Sustentação do suprimento de gás da Bolívia para o Brasil e atuação minoritária em não convencionais na Argentina e EUA. mil boed 177 92 253 140 294 152 Taxa de crescimento 2014-2020: 8,9 % a.a. Taxa de crescimento 2014-2020: 8,7 % a.a. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Produção de Óleo e Gás Natural Petrobras Exterior Produção de Óleo Petrobras Exterior 12

Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 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 2014 2018 13

Investimentos PNG 2014-2018 Aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras em 25/02/2014 PNG 2014-2018 US$ 220,6 bilhões 38,7 (18%) Pressupostos da Financiabilidade Manutenção do Grau de Investimento: 10,1 (5%) 9,7 (4%) 2,3 (1,0%) Retorno dos indicadores de endividamento e alavancagem aos limites em até 24 meses (*) 153,9 (70%) E&P Abastecimento Gás&Energia Internacional Biocombustíveis Distribuição Engenharia, Tecnologia e Materiais Demais Áreas* 2,7 2,2 (1,2%) (1%) 1,0 (0,4%) Alavancagem menor que 35% Dívida Líquida/Ebitda menor que 2,5x Não haverá emissão de novas ações Convergência com Preços Internacionais de Derivados Parcerias e Reestruturações nos Modelos de Negócio (*) Fato Relevante de 29 de novembro de 2013 * Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços 14

Investimentos do PNG 2014-2018: US$ 220,6 bilhões Implantação, Processo de Licitação e Avaliação InvestimentoTotal US$ 220,6 bilhões Carteira em Implantação + Carteira em Processo de Licitação¹ US$ 206,8 bilhões Carteira em Avaliação US$ 13,8 bilhões 38,7 (18%) Em Implantação Em Processo de Licitação 153,9 (70%) 10,1 (5%) 9,7 (4%) 2,3 (1,0%) 2,2 (1%) 1,0 (0,4%) 2,7 (1,2%) = Projetos em Execução (Obras) Projetos já licitados Recursos para Estudos dos Projetos em Avaliação 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 2020 4,2 milhões bpd Sem impacto na produção de Petróleo 2020 E&P Abastecimento Gás&Energia Internacional Biocombustíveis Distribuição Engenharia, Tecnologia e Materiais Demais Áreas* * Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços 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 2014. 15

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%) 16

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. 17

PNG 2014-2018: Gestão dos Investimentos e dos Custos Operacionais PNG 2014-2018 US$ 220,6 bilhões PROEF Programa de Aumento da Eficiência Operacional UO-BC UO-RIO PROCOP Programa de Otimização de Custos Operacionais PRC-Poço Programa de Redução de Custos de Poços PRC-Sub Programa de Redução de Custos de Instalações Submarinas INFRALOG Programa de Otimização de Infraestrutura Logística Gestão de Conteúdo Local Aproveitamento da capacidade da indústria para catalisar ganhos para a Petrobras Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde PROCOP: Atua no OPEX, custos das atividades operacionais da companhia Gastos Operacionais Gerenciáveis. PRC-Poço: Atua no CAPEX dedicado à Construção de Poços Investimentos em Perfuração e Completação. PRC Sub: Atua no CAPEX dedicado à construção de sistemas submarinos. 18

PNG 2014-2018 Incorpora ganhos de eficiência operacional proporcionados pelo PROCOP Redução de custos entre 2013 e 2016 com economia potencial em valores nominais de R$ 37,5 bilhões Custo de Extração (R$/boe): 34,8 32,7-5,9% a.a. -7,2% a.a. 27,3 24,2 Sem PROCOP Com PROCOP Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Extração: Otimização dos processos de rotina e dos recursos utilizados no processo de produção de óleo & gás. Alcance da excelência na gestão de materiais e sobressalentes. Adequação do overhead. 2014 2018 Custo de Logística do Abastecimento (R$/bbl): 10,50 10,06 2014 +0,78% a.a. +0,12% a.a. 10,83 Sem PROCOP 10,11 Com PROCOP 2018 Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Logística: Redução dos custos marítimos: simplificação de procedimentos aduaneiros; otimização do consumo de combustível; e implantação de novas ferramentas de gestão. Otimização do nível de estoques de petróleo e derivados. Redução da água armazenada no sistema de logística. Custo de Refino (R$ mil/uedc *): 1.177 1.029 +1,32% a.a. -0,40% a.a. 1.240 1.013 Sem PROCOP Com PROCOP Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Refino: Integração das atividades comuns e interdependentes entre as refinarias. Utilização dos recursos de apoio de forma otimizada. Otimização do consumo de energia, catalisadores e químicos. 2014 2018 * UEDC = Capacidade de destilação equivalente utilizada. Período 2014-18 projetado com valores nominais. 19

PNG 2014-2018: Análise da Financiabilidade US$ 206,8 bilhões InvestimentoTotal 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 2020 4,2 milhões bpd Sem impacto na produção de Petróleo 2020 E&P Abastecimento Gás&Energia Internacional Biocombustíveis Distribuição Engenharia, Tecnologia e Materiais Demais Áreas* Financiabilidade US$ 206,8 bilhões Baixa maturidade dos projetos: não considerados na análise da financiabilidade¹ * Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços ¹ Tal como ocorreu em 2012 (PNG 2012-2016) e em 2013 (PNG 2013-2017). 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 2014. 20

Evolução da Participação do E&P e do Abastecimento nos Planos de Negócios Carteira Total dos Planos: 2010 a 2014 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% Carteira Total de Investimentos E&P Abast Demais Áreas * 48% 35% 17% 52% 33% 15% 56% 30% 14% 62% 27% 11% 18% 12% PN 2010-2014 PN 2011-2015 PNG 2012-2016 Carteira Total PNG 2013-2017 Carteira Total PNG 2014-2018 Carteira Total * Gás e Energia, Internacional, BR Distribuidora, PBio, Engenharia Tecnologia e Materiais (ETM) e Área Corporativa e Serviços 21

PNG 2014-2018: 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 2014-18 é baseado em moedas constantes a partir de 2014. 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 2013 22

PNG 2014-2018: Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 261,7 261,7 9,1 9,9 54,9 61,3 60,5 39,8 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. US$ bilhão 165,0 182,2 207,1 206,8 Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de 2015. Necessidade Anual de Captação 2014-2018 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. 23

PNG 2014-2018: Alavancagem e Dívida Líquida/EBITDA Alavancagem Dívida Líquida/EBITDA Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de 2015 Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de 2015 24