Petrobras 26 de abril de 2013

Andréa Aznar, CNPI andrea.aznar@bb.com.br Carolina Flesch, CNPI carolinaflesch@bb.com.br Outperform Ticker PETR3 PETR4 Preço em 26/04/13 R$ 18,04 R$ 19,29 Preço para 31/12/2013 R$ 25,31 R$ 23,23 Potencial de Valorização 40,3% 20,4% Setor Petróleo e Gás Free Float 54% Min (52 sem) R$ 14,15 R$ 16,40 Máx (52 sem) R$ 24,98 R$ 23,84 Volume R$ (21 d) 156.876K 491.646K Fonte: Bloomberg / BB Investimentos Múltiplos 2012 2013E 2014E EV/EBITDA 8,3 6,0 5,4 P/L 12,4 8,3 8,2 LPA 1,6 2,3 2,4 Fonte: BB Investimentos 105 90 75 60 PETR3 PETR4 IBOV Fonte: Bloomberg / BB Investimentos Lucro líquido estável no trimestre Resultado 1T13 / Revisão de Preço Petrobras 26 de abril de 2013 Destaques. A Petrobras apresentou lucro líquido de R$ 7,7 bilhões no 1T13, praticamente estável em relação ao resultado do trimestre anterior (-0,7%). O Ebitda ajustado, que exclui a participação em investimentos imentos e a perda na recuperação de ativos, chegou a R$ 16,2 bilhões (+35,9% T/T). O resultado anual da estatal foi impactado pelos reajustes nos preços da gasolina e do diesel e pela melhoria dos indicadores operacionais de refino. Segmentos. O resultado líquido do segmento de Exploração e Produção apresentou queda de 13,6% T/T, decorrente da menor produção de petróleo e LGN por causa das paradas programadas para manutenção e do declínio natural da produção dos campos. A área de Abastecimento reduziu o prejuízo em 24,7% no trimestre, apresentando resultado líquido de R$ 4,3 bilhões. Os motivos que contribuíram para a redução do resultado negativo foram, principalmente, o aumento nos preços de venda da gasolina e do diesel no mercado interno e a redução das importações dos derivados. Volume de vendas. O volume de vendas total da companhia caiu 3,3% no trimestre, chegando a 2.313 mil barris por dia. As vendas de diesel, que somaram 921 mil barris/dia, caíram 6,6% no período. Já as vendas de gasolina caíram 4,9% e totalizaram 580 mil barris/dia. ris/dia. A redução, no entanto, pode ser explicada pela sazonalidade. Na comparação anual, as vendas totais da Petrobras aumentaram 6,7%, decorrentes na maior parte do aumento de 57% nas vendas de óleo combustível e de 29% no volume de gás natural, em função da maior demanda das termelétricas. Endividamento. O endividamento bruto total da Petrobras em 31 de março foi de R$ 196,9 bilhões (+0,3% T/T). A maior parte desse endividamento está em dólar (55%), em reais (21%) e em reais indexado ao dólar (15%) e tem vencimento após 2018 (62%). A relação dívida líquida/ebitda ajustado passou de 2,77x para 2,32x e a estrutura de capital (medida pelo capital de terceiros em relação à dívida total) manteve-se estável em 48%. Perspectivas. O resultado da Petrobras veio em linha com o esperado considerando os aumentos nos preços dos derivados e a redução do nível de produção no início do ano, conforme divulgado anteriormente pela estatal. Acreditamos que os programas de redução de custos e aumento de produtividade, assim como os recordes no processamento das refinarias, podem impactar positivamente os próximos balanços da companhia. Apresentamos a seguir algumas tabelas com dados do 1T13 e na sequência a revisão de preço dos papéis da Petrobras. Indicadores (R$ milhões) 1T13 1T12 Receita Líquida 72.535 66.134 Lucro Bruto 18.856 20.244 EBITDA ajustado 16.231 16.521 Lucro Líquido 7.693 9.214 Margem Bruta 26% 31% Margem EBITDA 22% 25% Margem Líquida 11% 14% 4T12 A/A T/T 73.405 9,7% -1,2% 16.562-6,9% 13,9% 11.944-1,8% 35,9% 7.747-16,5% -0,7% 23% -5 p.p. 3 p.p. 16% -3 p.p. 6 p.p. 11% -3 p.p. - 1 / 9

Resultado Financeiro (R$ milhões) ) Receita de Vendas CPV Lucro Bruto Despesas Operacionais Vendas Gerais e Administrativas Custos Exploratórios Pesquisa e Desenvolviimento Tributárias Outras Receitas Financeiras Despesas Financeiras Variações Monetárias e Cambiais Lucro Líquido 1T13 72.535 (53.679) 18.856 (9.007) (2.294) (2.471) (1.282) (673) (223) (2.064) 972 (1.199) 1.617 7.835 1T12 66.134 (45.890) 20.244 (8.473) (2.353) (2.200) (1.011) (518) (148) (2.243) 1.196 (865) 134 9.428 4T12 73.405 (56.843) 16.562 (10.823) (2.370) (2.605) (2.152) (703) (271) (2.722) 3.426 (1.118) 480 7.767 A/A 9,7% 17,0% -6,9% 6,3% -2,5% 12,3% 26,8% 29,9% 50,7% -8,0% -18,7% 38,6% 1106,7% -16,9% T/T -1,2% -5,6% 13,9% -16,8% -3,2% -5,1% -40,4% -4,3% -17,7% -24,2% -71,6% 7,2% 236,9% 0,9% Produção (mil barris/dia) Produção Nacional Petróleo e LGN Gás Natural Produção Internacional Petróleo e LGN Gás Natural Prod. Inter. não consolidada Total 1T13 1T12 4T12 A/A T/T 2.310 2.430 2.378-4,9% -2,9% 1.910 2.066 1.980-7,6% -3,5% 400 364 398 9,9% 0,5% 242 246 236-1,6% 2,5% 143 141 133 1,4% 7,5% 93 98 97-5,1% -4,1% 6 7 6-14,3% 0,0% 2.552 2.676 2.614-4,6% -2,4% Vendas (mil barris/dia) Diesel Gasolina Óleo Combustível Nafta GLP QAV Outros Total Derivados Alcoóis, Nitrogenados e Outross Gás Natural Total Mercado Interno Exportações Vendas Internacionais Total Mercado Externo Vendas Totais Balança Comercial (em mil barris/dia) Importação de Petróleo Importação de Derivados Total Importado Exportação de Petróleo Exportação de Derivados Total Exportado Exportação Líquida de Petróleo e Derivados 1T13 921 580 118 180 213 105 196 2.313 81 417 2.811 408 489 897 3.708 1T12 864 545 75 173 214 106 191 2.168 80 323 2.571 720 470 1.190 3.761 1T13 484 376 860 215 191 406 (454) 4T12 986 610 108 156 223 106 202 2.391 91 408 2.890 378 484 862 3.752 1T12 358 406 764 497 217 714 (50) A/A 6,6% 6,4% 57,3% 4,0% -0,5% -0,9% 2,6% 6,7% 1,3% 29,1% 9,3% -43,3% 4,0% -24,6% -1,4% 4T12 301 505 806 236 141 377 (429) T/T -6,6% -4,9% 9,3% 15,4% -4,5% -0,9% -3,0% -3,3% -11,0% 2,2% -2,7% 7,9% 1,0% 4,1% -1,2% A/A T/T 35,2% 60,8% -7,4% -25,5% 12,6% 6,7% -56,7% -8,9% -12,0% 35,5% -43,1% 7,7% 808,0% 5,8% 2 / 9

Revisão de Preço Atualizamos nossas projeções, preço-alvo e rating para os papéis da Petrobras com o objetivo de incorporar os últimos resultados reportados, assim como o Plano de Negócios e Gestão 2013-2017. Estimamos o preço-alvo de R$ 25,31 para a PETR3 e de R$ 23,23 para PETR4, upside de 40,3% e de 20,4%, respectivamente, considerando o fechamento de 26 de abril de 2013. Nosso rating para os papéis da companhia é de outperform. Valuation A análise foi baseada no método do fluxo de caixa descontado em valores nominais para um período de 10 anos, assumindo as seguintes premissas: (a) taxa de crescimento na perpetuidade de 4,5% e (b) WACC de 8,4% (beta de 1,00, taxa livre de risco de 5,10%, prêmio de risco de 4,20% e risco país de 0,75%). Resumo (R$ milhões) Valor Total para a Firma Dívida Líquida Valor para os acionistas Número de ações (milhões) Valor justo por ação ON Valor justo por ação PN 518.817 (200.266) 318.552 13.044 25,31 23,23 Premissas para Valor da Empresa Beta WACC Taxa livre de risco Prêmio de Mercado Crescimento perpetuidade Valor de Mercado (R$ milhões) 0,89 8,4% 5,1% 4,2% 4,5% 242.325 Índices Econômicos (R$ milhões) Receita Líquida EBIT EBITDA Dívida Bruta Dívida Líquida Margem Bruta (%) Margem EBITDA (%) Margem Líquida (%) ROE (%) ROA (%) 2012 281.379 31.773 53.539 196.101 168.473 25,2% 19,0% 7,6% 6,2% 4,7% 2013 (E) 315..528 48..693 74..025 237..158 200..266 30,0% 23,5% 10,0% 8,6% 6,4% 2014 (E) 347.081 53.562 82.458 267.287 238.941 30,0% 23,8% 9,3% 8,2% 6,4% Índices de Estrutura Dívida Curto Prazo/Dívida (%) Dívida/Dívida + Patrimônio Líquido (%) Participação Capital de Terceiros (%) Dívida Líquida/EBITDA Dívida Bruta/EBITDA 2012 8% 36% 49% 3,1 3,7 2013 (E) 10% 39% 51% 2,7 3,2 2014 (E) 10% 40% 52% 2,9 3,2 Fonte: BB Investimentos Tese de investimento Atualmente, a Petrobras enfrenta grandes desafios para manter os níveis de produção e a eficiência de suas atividades operacionais. No entanto, os investimentos feitos na extração de óleo das camadas do pré-sal começam a apresentar resultados, com a companhia já apresentando um crescimento bastante significativo no volume produzido nessass áreas. Alguns programas implementados pela estatal no ano passado, como o Proef e o Procop, também já estão contribuindo nas operações, aumentando a produtividade e reduzindo os custos. A defasagem dos preços da gasolina e do diesel no mercado nacional frente aos valores no exterior diminuiu nos últimos 12 meses, reflexo dos reajustes praticados pela estatal sobre os preços desses derivados nas refinarias. A companhia reafirmou que mantém sua estratégia de reajuste que visa o equilíbrio dos preços no médio e longo prazos, independente da variação ocorrida no mercado internacional no curto prazo. Assim como informado pela Petrobras, também não consideramos aumento de produção em 2013. No entanto, a partir do próximo ano, com a entrada em operação de mais algumas unidades, a curva de produção começa a apresentar crescimento, reflexo, principalmente, do aumento da participação das áreas do pré-sal. Acreditamos que, apesar das dificuldades enfrentadas nos últimos anos, a companhia possui pontos fortes bastante relevantes e que trazem confiança para o atingimento das metas estabelecidas nos anos que estão por vir. Podemos citar as extensas reservas sob sua concessão, a larga experiência nas operações de grande lucratividade, especialmente na área de Exploração e Produção, e a mão-de-obra altamente qualificada à disposição da estatal. Outro ponto importante a citar é a rapidez no aumento de produção das camadas do pré-sal. Em pouco mais de seis anos após a descoberta, essa área já está produzindo cerca de 300 mil barris de petróleo por dia (bpd), prazo inferior ao normalmente registrado em extrações, até mesmo no pós-sal. 3 / 9

Em 2012, o volume total de vendas de derivados da Petrobras foi 7% superior ao registrado em 2011. Em nossas premissas, consideramos um aumento de 4,2% ao ano no volume total, pois apesar da crise econômica mundial recente que ainda repercute nos mercados, acreditamos que o nível de atividade econômica deve apresentar retomada moderada nos próximos anos. Para o período de nossa projeção, consideramos o preço médio de US$ 110,00 para o barril de Brent, principalmente devido à expectativa de equilíbrio entre demanda e oferta mundiais, com aumento da produção de petróleo de fontes não convencionais e recuperação das grandes economias mundiais frente às recentes crises enfrentadas. Destacamos também que a taxa de câmbio (R$/US$) média utilizada em nossos cálculos é de R$ 2,00. Dessa forma, não consideramos reajustes adicionais nos preços dos derivados vendidos nacionalmente. Até 2017, o Capex estimado pela companhia é de US$ 236,7 bilhões. Paraa atingir o valor esperado, serão utilizados de recursos provindos de desinvestimentos, de novas captações e do fluxo de caixa operacional. Em nossos estudos, consideramos que a maior parte do valor previsto para desinvestimento (total de US$ 9,9 bilhões) entrará no caixa da Petrobras ainda em 2013. Vale destacar também que em nossa projeção os custos com os leilões das áreas do pós-sal e do pré-sal já estão inclusos no montante de Capex, no segmento de Exploração e Produção. Cenário Atual O papel da Petrobras que apresenta maior liquidez na Bovespa (PETR4) iniciou o ano valendo R$ 21,20 e fechou o pregão de 26/04 cotado a R$ 19,29. O preço máximo no período foi de R$ 20,48 em 04/01 e o mínino chegou a R$ 16,50 em 04/03. A maior queda no valor da ação preferencial (-4,76%) ocorreu no dia 30/01, primeiro pregão após o aumento nos preços da gasolina e do diesel. Já a maior valorização diária no ano (+9%) foi registrada em 06/03, pregão seguinte ao anúncio do reajuste de 5% no preço de venda do diesel nas refinarias. A Petrobras apresentou lucro líquido de R$ 21,2 bilhões em 2012 (-36% A/A) e Ebitda ajustado de R$ 53,4 bilhões (-14% A/ /A). O resultado anual da companhia foi impactado principalmente pelo aumento na importação de derivados, pela defasagem no preço de venda no mercado interno em relação à cotação internacional, pelas baixas de poços secos e pela redução da produção de petróleo. Reajustes de preço - Nesse ano, a Petrobras divulgou reajuste no preço de venda da gasolina (+6,6%) e do diesel (+5,4%) nas refinarias, válidos a partir do dia 31 de janeiro, e novo reajuste no preço de venda do diesel nas refinarias (+5%, média Brasil), a partir do dia 6 de março. Nessas oportunidades, a companhia reafirmou sua política de alinhar os preços dos derivados aos valores praticados no mercado internacional num horizonte de médio e longo prazo. Reservas - As reservas provadas de óleo, LGN e gás natural da Petrobras totalizaram 16.440 milhões de barris de óleo equivalente (boe) em 2012, conforme critérios da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP. O leve aumento de 0,2% em relação ao ano anterior decorre da incorporação de novas áreas descobertas no Brasil e no Golfo do México e do gerenciamento de reservatórios em campos no Brasil e no exterior. A relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 18,6 anos. Além disso, a companhia possui o direito de produzir o volume de até 5 bilhões de boe, adquirido em 2010 através do Contrato de Cessão Onerosa, que não estão contabilizados comoo reservas provadas. Produção - Em 2012, a companhia produziu a média diária de 1,98 milhão bpd, atingindo a meta estabelecida para o ano de 2,02 milhões bpd, podendo variar 2% para mais ou para menos. A produção de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil, em março, alcançou a média de 2,247 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed). O volume total produzido pela estatal, somando Brasil e exterior, atingiu a média de 2,486 milhões bpd, o que corresponde a uma queda de 2,8% em relação a fevereiro. Já a produção exclusiva de petróleo (óleo e Líquido de Gás Natural - LGN) no Brasil foi de 1,846 milhões bpd, volume 3,8% abaixo do apresentado no mês anterior. A queda na produção foi justificada, principalmente, por paradas programadas de manutenção nas plataformas P-9, PCE-1 e FPSO Espírito Santo e da continuação da parada programada da P-54, iniciada em fevereiro, mas com maior impacto em março. Vale destacar que o crescimento da produçãoo no FPSO Cidade de Itajaí e no FPSO Cidade de Anchieta compensou parcialmente a queda na produção. Pré-sal - Em fevereiro, a produção de petróleo provinda das camadas do pré-sal atingiu a marca de 300 mil barris de petróleo por dia. Nesse mesmo mês, a média de produção das camadas do pré-sal foi de 281 mil bpd, quantidade que representa um aumento de 138% nos últimos 12 meses. Esse volume foi atingido através de 17 poços produtores localizados nas Bacias de Santos e de Campos, que contribuíram com 129 mil bpd (43% do total) e com 171 mil bpd (57%), respectivamente. A produção de gás natural nesses poços é de 9,8 milhões de m³/dia. 4 / 9

Refino - No dia 9 de abril, a Petrobras anunciou novo recorde diário de processamento de petróleo em suas refinarias no Brasil. O novo patamar de carga refinada foi de 2,141 milhões de barris, número pouco superior ao registrado no dia 30 de março, quando as refinarias da estatal haviam atingido o volume de 2,137 milhões de barris processados. Preços Internacionais do Petróleo - Os preços internacionais do petróleo apresentaram alta durante janeiro, impulsionados pelos sinais de melhora na economia mundial, que trouxe perspectivas de crescimento na demanda pelo produto. Em fevereiro, no entanto, as preocupações macroeconômicas, a redução na demanda das refinarias e a alta do dólar levaram os preços internacionais do petróleo para um movimento de queda. No mês de março, os preços de petróleo oscilaram em direções opostas. Enquanto o WTI foi impulsionado pela divulgação de dados que indicaram uma melhora na economia norte-americana, assim como pelo otimismo percebido no mercado de ações dos Estados Unidos, o preço do Brent foi impactado pela preocupação de que a crise no Chipre afetasse outras regiões da Europa, o que prejudicaria a demanda do produto no continente. Em abril, até o momento, os preços do Brent e WTI apresentam baixa, impactados principalmente pela preocupação com a demanda pela commodity, após a divulgação de dados econômicos fracos nos Estados Unidos e na China. Considerando a variação dos preços do petróleo desde o início de 2012, o Brent apresenta baixa de 8,74% e o WTI queda de 0,13%, cotados a US$ 102,5 e US$ 93, respectivamente, em 26 de abril. O valor máximo do Brent no período foi de US$ 119,34 no dia 12 de fevereiro e a mínima foi de US$ 96,79 no último dia 17. Já o preço do WTI chegou a US$ 97,94 em 30 de janeiro e o valor mais baixo foi de US$ 86,68 também no dia 17 de abril. Conforme já mencionado, continuamos com a expectativa de estabilidade para os preços do petróleo e, em nosso modelo, consideramos um preço médio para o Brent de US$ 110,00. 125 Preços Internacionais do Petróleo 115 105 95 85 75 65 Brent WTI 1/5/2012 31/5/2012 30/6/2012 Fonte: Bloomberg 30/7/2012 29/8/2012 28/9/2012 28/10/2012 27/11/2012 27/12/2012 26/1/2013 25/2/2013 27/3/2013 26/4/2013 Plano de Negócios O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 (PNG), divulgado pela Petrobras no dia 15 de março, prevê investimentos totais de US$ 236,7 bilhões, distribuídos entre os segmentos da companhia conforme a tabela e o gráfico abaixo: Segmentos (R$ bilhões) Investimentos Exploração e Produção (E&P) 147,5 4,0% 2,0% 1,0% 1,0% 1,0% 0,4% Abastecimento 64,8 Gás e Energia (G&E) 9,9 Internacional 5,1 PBio - Petrobras Biocombustíveis 2,9 27,0% Exploração e Produção Abastecimento Gás e Energia Internacional Biocombustíveis BR Distribuidora ETM* Demais Áreas** 3,2 2,3 1,0 62,0% BR Distribuidora ETM Demais Áreas * Área de Engenharia, Tecnologia e Materiais ** Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços O Plano para o período 2013-2017, assim como o plano 2012-2016 divulgado no ano passado, separa os projetos em quatro fases de acordo com sua maturidade: identificação de oportunidade (Fase I), projeto conceitual (Fase II), projeto básico (Fase III), confirmação da viabilidade técnico-econômica (aprovação da Fase III) e projetos já contratados (Fase IV). 5 / 9

A carteira dos projetos em implantação, que inclui todos os projetos da Fase IV e todos os projetos de Exploração e Produção no Brasil, totaliza US$ 207,1 bilhões (87,5% dos investimentos totais). Desse valor, US$ 147,5 bilhões serão investidos no segmento de E&P no Brasil, sendo 73% no desenvolvimento da produção (68% desse montante no pré-sal e cessão onerosa), 16% para exploração e 11% para infraestrutura. A sustentabilidade do PNG 2013-2017 prevê a continuidade das ações estruturantes iniciadas em 2012 e ainda incorpora algumas novas iniciativas, conforme apresentado a seguir: a) Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef); b) Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop); c) Programa de Desinvestimento (Prodesin); d) Programa de Otimização de Infraestrutura Logística (Infralog); e) Programa de Redução de Custos de Poços (PRC-Poço). Como ocorreu em 2012, a meta de produção de óleo e LGN (líquido de gás natural) para 2013 é a manutenção do nível de produção de 2011 (2,022 milhões bpd) podendo variar 2% para cima ou para baixo. No 1º semestre de 2013, a expectativa é de leve queda no nível de produção de petróleo no Brasil devido a paradas programadas para manutenção. No entanto, no 2º semestre do ano, quando novas estruturas de produção e exploração entrarem em funcionamento, a curva de produção anual tende a se estabilizar. Nesse PNG, a meta de produção para 2016 é de 2,5 milhões bpd. Já a previsão para 2017 é de produzir 2,75 milhões bpd e 4,2 milhões bpd em 2020. A companhia espera que em 2017 o pré-sal seja responsável por 35% da produção total. 4,5 Curva de Produção de Óleo e LGN (milhões bpd) 4,0 4,2 3,5 3,0 2013 Entrada de 7 novas UEPs 2014 Entrada de 3 novas UEPs 2,5 2,5 2,8 2,0 1,5 2,0 2,0 2,0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Para o período entre 2013 e 2014, a previsão é de que 10 novas unidades de produção (UEPs) entrem em operação. No total, elas serão responsáveis por um acréscimo de 1,44 milhão bpd de capacidade, conforme verificamos na tabela abaixo: Aumento de Capacidade (mil bpd) 2013 Capacidade 1º óleo Piloto de Sapinhoá Cid. São Paulo 120 mbpd 05/ /01/13 Baúna Cid. Itajaí 80 mbpd 16/ /02/13 Piloto Lula NE Cid. Paraty 120 mbpd 28/ /05/13 Papa-Terra P-63 140 mbpd 15/ /07/13 Roncador III P-55 180 mbpd 30/ /09/13 Norte Pq. Baleias P-58 180 mbpd 30/ /11/13 Papa-Terra P-61 140 mbpd 31/ /12/13 Total 960 mbpd 2014 Capacidade 1º óleo Roncador IV P-62 180 mbpd 01/ /03/14 Sapinhoá Norte Cid. Ilhabela 150 mbpd 01/ /09/14 Iracema Sul Cid. Mangaratiba 150 mbpd 01/ /11/14 Total 480 mbpd Total Geral 1,44 mbpd Para a área de Abastecimento, a maior expectativa fica com a ampliação do Parque de Refino. O planejamento é investir US$ 33,3 bilhões entre 2013 e 2017 em projetos que já estão em implantação e em outros que estão em fase de avaliação. Dessa nova fase do refino brasileiro, a primeira refinaria a entrar em operação será a do Nordeste, localizada em Pernambuco. Ela terá capacidade de processamento de 230 mil bpd e a primeira etapa de produção (115 mil bpd) tem previsão de início em novembro de 2014 e a segunda em maio de 2015. 6 / 9

O Complexo Petroquímicoo do Rio de Janeiro (Comperj) será o segundo projetoo a entrar em operação, estimado para abril de 2015, com capacidade de processamento de 165 mil bpd para o primeiro trem de refino. Já as refinarias que aindaa estão em fase de avaliação são as seguintes: (a) Premium I primeiro trem de refino (300 mil bpd) com previsão de entrada em operação em outubro de 2017 e segundo trem (300 mil bpd) previsto para outubro de 2020; (b) Premium II (capacidade de 300 mil bpd) prevista para iniciar a produção em dezembro de 2017; e (c) 2ª etapa do Comperj (300 mil bpd) início previsto para janeiro de 2018. Financiabilidade O Plano prevê que a maior parte os recursos necessários para o financiamento dos projetos seja proveniente da geração de caixa operacional, no valor de US$ 164,7 bilhões. Além disso, serão utilizados valores do caixa excedente (US$ 10,7 bilhões), de desinvestimentoss e reestruturações financeiras (US$ 9,9 bilhões) e de novas captações (US$ 61,3 bilhões bruto e US$ 21,4 bilhões líquido). A companhia espera ainda retornar seu indicador dívida líquida/ebitda para 2,5x a partir de 2014, e que a alavancagem máxima permaneça abaixo de 35%. Riscos Abaixo listamos alguns dos principais riscos que a Petrobras pode enfrentar nos próximos anos e que não estão computados em nossas projeções: a) aumento nos preços internacionais do petróleo, especialmente no Brent; b) desvalorização cambial (R$/US$); c) alteração em leis e regulamentações governamentais ou do órgão regulador (ANP); d) outros riscos inerentes ao desenvolvimento das atividades de produção e exploração de petróleo, tais como: menor capacidade das reservas e riscos de exploração em águas profundas e ultraprofundas. Projeções Balanço Patrimonial Sintético (R$ milhões) ATIVO Circulante Caixaa e equivalentes de caixa Títulos e valores mobiliários Contas a receber Estoques Impostos e taxas a recuperar Outros Realizável a longo prazo Outros LP Permanente Investimentos Imobilizado Intagível PASSIVO Circulante Financiamentos Fornecedores Impostos e contribuições sociais Dividendos Salários, encargos e férias Planos de pensão e saúde Outros Exigível a longo prazo Financiamentos Outros LP Patrimônio líquido 2012 677.716 118.102 27.628 21.316 22.681 29.736 11.387 5.354 47.214 47.214 512.400 12.477 418.716 81.207 677.716 69.620 15.283 24.775 12.522 6.154 4.420 1.610 4.856 262.663 180.818 81.845 345.433 2013 (E) 764.680 129.9422 36.892 17.180 24.8000 31.6033 12.8588 6.608 49.916 49.916 584.8222 12.4777 491.138 81.207 754.681 85.0688 23.661 26.7777 15.103 4.7244 4.360 1.8555 8.587 300.026 213.496 86.529 369.587 2014 (E) 833.589 130.701 28.346 18.898 27.280 34.763 14.143 7.269 52.810 52.810 650.079 12.477 556.395 81.207 820.620 94.215 26.667 29.455 16.613 5.196 4.796 2.041 9.446 332.165 240.620 91.545 394.240 Demonstração do Resultado (R$ milhões) Receita Operacional Líquida (-) CPV Lucro Bruto Despesas operacionais (-) Vendas (-) Administrativas (-) Outras EBIT (+) Resultado Financeiro EBT (-) IR + CSLL Resultado Líquido 2012 281.379 (210.472) 70.907 39.134 9.604 9.842 19.688 31.773 (3.723) 28.050 6.794 21.256 2013 (E) 315.528 (220.870) 94.658 45.966 11.965 11.695 22.306 48.693 (6.305) 42.388 10.711 31.677 2014 (E) 347.081 (242.957) 104.124 50.563 13.161 12.864 24.537 53.562 (10.296) 43.265 10.933 32.333 Fonte: BB Investimentos 7 / 9

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Disclaimer Administração Gerente-Executivo Leonardo Loyola Equipe de Pesquisa Gerente - Nataniel Cezimbra Renda Variável Agronegócios Henrique Koch Bancos e Serviços Financeiros Nataniel Cezimbra Carlos Daltozo Bens de Capital e Small Caps Mário Bernardes Junior Construção Civil Wesley Bernabé Consumo Priscila Tambelli Thiago Gramari Logística e Transportes Mário Bernardes Junior Petróleo, Gás e Petroquímico Andréa Aznar Carolina Flesch Utilities e Concessões Rafael Dias Renato Hallgren Siderurgia, Mineração, Papel e Celulose Victor Penna Telecom Nataniel Cezimbra Renda Fixa e Estratégia de Mercado Hamilton Moreira Alves Andre Ferreira Equipe de Vendas pesquisa@bb.com.br nataniel.cezimbra@bb.com.br hkoch@bb.com.br nataniel.cezimbra@bb.com.br daltozo@bb.com.br mariobj@bb.com.br wesley.bernabe@bb.com.br priscilatambelli@bb.com.br thiago.gramari@bb.com.br mariobj@bb.com.br andrea.aznar@bb.com.br carolinaflesch@bb.com.br rafaeldias@bb.com.br renatoh@bb.com.br victor.penna@bb.com.br nataniel.cezimbra@bb.com.br hmoreira@bb.com.br andre.ferreira@bb.com.br BB Securities 4th Floor, Pinners Hall 105-108 Old Broad St. London EC2N 1ER - UK +44 207 7960836 (facsimile) Managing Director - Eduardo Nascimento +44 (207) 3675801 Deputy Managing Director Renato Bezerra +44 (207) 3675802 Director of Sales Trading Boris Skulczuk +44 (207) 3675831 Institutional Sales Annabelaa Garcia +44 (207) 3675843 Melton Plumber +44 (207) 3675833 Trading Gianpaoloo Rivas +44 (207) 3675842 Head of Research Paul Hollingworth +44 (207) 3675852 Structured Products Hernan Lobert +44 (207) 3675807 Banco do Brasil Securities LLC 535 Madison Avenue 34th Floor New York City, NY 10022 - USA (Member: FINRA/SIPC/NFA) Managing Director Rubens Cardoso +1 (646) 845-3710 Institutional Sales Charles Langalis +1 (646) 845-3714 DCM Richard Dubbs +1 (646) 845-3719 Sales Trader Daniela Valle +1 (646) 845-3712 Michelle Malvezzi +1 (646) 845-3715 Myung Jin Baldini +1 (646) 845-3718 Atacado Gerente - Cleber Aguiar Bruno Finotello João Carlos Floriano Luciana de Carvalho Marcela Santa Ritta Pedro Mendes Rauber Thiago Cogo Pires Viviane Ferro Candelária Wagner Silveira Neustaedter bb.distribuicao@bb.com.br Varejo acoes@bb.com.br Gerente - Marconi Maciel Distribuição e varejo Mário Francisco D Amico Márcio Carvalho José BB Securities Asia Pte Ltd 6 Battery Road #11-02 Singapore, 049909 Managing Director Rodrigo Afonso +65 6420-6570 Institutional Sales José Carlos Reis +65 6420-6570 Paco Zayco +65 6420-6572 BB-Banco de Investimento S.A. BB-BI Rua Senador Dantas, 105-36º andar Rio de Janeiro RJ - Brasil Tel. (21) 38083625 Fax (21) 38083355 9 / 9