PETROBRAS Visão Geral Agosto 2014

PETROBRAS Visão Geral Agosto 2014

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

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 2.383 Mbpd de derivados de petróleo no Brasil Produção de 2.124 Mbpd de derivados de petróleo no Brasil 7.710 postos de gasolina 37,5% de participação no mercado 20% dos postos de gasolina 9.190 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 7.161 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% -6,9-15,6-9,8 2010 2011 2012 2013 Águas Profundas (300-1.500m) 45% E&P RTM G&P Distribuição Internacional (1) Ajuste de acordo com a taxa de câmbio média. Exclui Corporativo e Eliminação. 3

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

Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Produção da Petrobras no 2T14 foi de 1.972 mbpd, +50 mbpd frente ao 1T14 Mil bpd 2.400 2.350 2.300 2.250 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 1.850 1T13 Média 1.910 FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá) 5/Jan Capacidade: 120 mbpd (45% Petrobras) 2013 11 mbpd 2T14 40 mbpd 1.996 1.957 1.965 1.920 1.893 1.846 1.977 1.924 2T13 Média 1.931 FPSO Cidade de Itajaí (Baúna) 16/Fev Capacidade: 80 mbpd (100% Petrobras) 2013 36 mbpd 2T14 69 mbpd 1.925 1.892 2013: 1.931 mbpd FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE) 6/Jun 2.024 1.979 1.888 3T13 Média 1.924 Capacidade: 120 mbpd (65% Petrobras) 2013 10 mbpd 2T14 28 mbpd 1.932 1.954 1.908 2.025 1.979 P-63 (Papa-Terra) 11/Nov 1.997 1.960 4T13 Média 1.960 Capacidade: 140 mbpd (62,5% Petrobras) 2013 1 mbpd 2T14 17 mbpd 2.012 1.957 2.029 1.964 P-55 (Roncador) 31/Dez Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 18 mbpd 1.990 1.917 1T14 Média 1.922 P-58 (Parque das Baleias) 17/Mar Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 38 mbpd 2.012 1.923 2.017 1.926 P-62 (Roncador) 12/Mai 2.019 1.933 2T14 Média 1.972 Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 8 mbpd 2.078 1.975 2.120 2.008 2.152 2.049 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 2.008 mbpd em junho), ou seja, +82 mbpd de produção ao longo do 2T14. 5

PNG 2014-2018: 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 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 Capacidade Instalada Adicional Operada pela Petrobras 1.000 mil bpd 300 mil bpd P-67 150 mil bpd 1.000 mil bpd 900 mil bpd 1.050 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 2014 2015 2016 2017 2018 P-69 P-68 UEP em licitação: Tartaruga Verde e Mestiça + 150 mil bpd 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

HISTÓRICO DE INSTALAÇÃO DE FPSO Aumento da produção relacionado à instalação de nova capacidade 2006-2010 Petrobras instalou, em média, 5 plataformas por ano de 2006 a 2011. O ramp-up destas unidades sofreu atraso devido à disponibilidade limitada das sondas de perfuração 2 disponíveis: (2006: 2, 2011: 26) 2011-2015 2011/12: 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-62 180 mbpd P-54 180 mbpd P-58 180 mbpd PPER-Phase 1 2,7MMm³/d P-52 180 mbpd FPSO Cid São Mateus Camarupim 10MMm³/d FPSO Cidade de Angra dos Reis 100 mbpd TAD + P-61 + P-63 140 mbpd P-62 180 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-55 180 mbpd P-58 180 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-57 180 mbpd Mexilhao 15MMm³/d Cid. Itajaí 80 mbpd Cid. Ilhabela 150 mbpd P-50 180 mbpd FPSO-Cid. RJ 100 mbpd P-53 MLL 180 mbpd P-51 MLS Mód. 2 180 mbpd SS-11 TIRO/SIDON 20 mbpd P-56 100 mbpd Cid. Anchieta 100 mbpd Cid. São Paulo 120 mbpd Cid. Mangaratiba 150 mbpd 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 1 Não inclui a instalação de testes de longa duração / 2 Profundidade maior que 2.000 metros / 3 Participação Total da Petrobras na capacidade adicionada para produção de óleo 2014 8

SONDAS DE PERFURAÇÃO Demanda atingida com aumento da utilização no desenvolvimento da produção Sondas de Perfuração em Operação (Nº) (Maior que 2.000 metros) Frota de PLSV Frota Atual 11 Novas unidade em 2014 + 8 40 40 26 7 8 16 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2016 + 9 2017 + 2 Expectativa de poços produtores a serem conectados em 2014 30 34 65 34 poços conectados em 2013, número acima de 2012. 2012 2013 2014 9

Produção de Óleo Sistemas Existentes Programa de Aumento da Eficiência Operacional (PROEF) Ganho de 58 mbpd no 1T14 UO-BC Eficiência Operacional (%) 100 90 80 70 60 50 73 1T12 68 71 2T12 Dispêndios totais de US$ 1.897 milhões até fev/14. VPL de US$ 1.080 milhões até fev/14. Foco na recuperação de poços em sistemas submarinos. Ganho de produção: +43 mbpd no 1T14. 3T12 +9 p.p. 76 76 74 75 77 77 4T12 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) 600 500 400 300 200 100 1T12 488 455 428 2T12 452 413 POLEO com PROEF 3T12 442 408 4T12 418 405 1T13 389 374 POLEO sem PROEF 2T13 390 357 3T13 389 370 4T13 355 312 1T14: Ganho de 43 mbpd 1T14 * 382 335 Abr/14 UO-RIO Eficiência Operacional (%) 100 90 80 70 60 50 92 91 89 1T12 2T12 Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até fev/14. VPL de US$ 1.340 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. 94 91 93 92 94 95 4T12 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) 1.000 900 800 700 600 500 4T12 920 910 871 851 POLEO com PROEF 1T13 887 840 2T13 871 841 POLEO sem PROEF 3T13 881 811 4T13 839 824 1T14: Ganho de 15 mbpd 1T14 * 807 775 Abr/14 10

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 0,00 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Petrobras Peers* Média das Peers * Peers: Total, Chevron, Conoco, Exxon and Shell 11

VANTAGEM COMPARATIVA EM E&P Maior fluxo de caixa relacionado aos investimento no E&P, mesmo com maiores gastos exploratórios Mil US$ 35.000 30.000 3.124 25.000 617 2.799 Libra 990 2.777 3.909 20.000 15.000 1.353 11.542 609 5.370 6.461 2.448 4.272 2.907 6.640 3.756 7.410 10.000 5.000 15.566 13.426 14.905 14.963 17.859 18.889 17.837 22.455 - PBR Média Peers PBR Média Peers PBR Média Peers PBR Média Peers 2010 2011 2012 2013 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 2012. 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

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 7.000 km 2 (1,7 milhões de acres) SC Pré-Sal da Bacia de Santos 15.000 km 2 (3,7 milhões de acres) Florianópolis 100 km 13

PRÉ-SAL PRÓXIMOS PASSOS 14

PRODUÇÃO NO PRÉ-SAL É REALIDADE Sucesso na Exploração e Produção aliados ao rápido crescimento dos recursos disponíveis 350 300 250 200 150 100 50 0 3 Média de Produção no Pré-Sal Bacia de Campos (mbpd) Bacia de Santos(mbpd) 119 42 72 8 16 8 24 18 47 169 83 86 301 165 136 181 214 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 (MARÇO) Pré-Sal (Bacia de Santos e Campos) 30 25 20 15 10 Pré-Sal da Bacia de Santos 5 0 Média de Produção dos Poços (kbpd) Número de poços colaboradores 23 21 17 15 16 13 13 13 5 8 4 6 9 6 5 12 9 2012 2013 2014 Bacia de Campos - RJ Bacia de Campos - ES Bacia de Santos* 25 30 25 20 15 10 5 0 Poços Perfurados Exploração 33 Produção 25 12 15 10 2 3 7 9 21 4 5 15 4 4 1 6 1 6 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20 15 10 5 0 Sondas de Perfuração em Operação Sondas de Perfuração 21 22 10 10 7 2 2 3 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 *Exceto TLDs, pois sua produção é limitada por restrições na queima de gás. 15

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 4,400 +24% 4,100 3,800 3,500 3,200 2,900 2,600 2,300 2,000 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Vendas de Gasolina +65% 2,800 2,500 2,200 1,900 +3% 1,600 1,300 1,000 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 705 227 2009 2012 2013 779 793 549 548 152 184 389 433 393 478 397 156 75 81 364 346 18 186 207 404 Exportação Importação Saldo Exportação Importação -249 Exportação Importação -197 Óleo Derivados -231 Saldo -203-400 Saldo 16

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 3.058 Sul de Guará 319 Entorno de Iara 600 Sul de Lula 128 NE Tupi 428 Total 5.000 As discussões, em curso, sobre Cessão Onerosa, não se alteram em consequência do contrato dos excedentes. 17

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 6.500 e 10.000 Entorno de Iara entre 2.500 e 4.000 Florim entre 300 e 500 Nordeste de Tupi entre 500 e 700 Fonte: Resolução CNPE nº 1, 24 de Junho de 2014. 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

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 1.523 Não se aplica 36 24 10-20% Lula / área de Iracema Não se aplica 16 5 muito baixo Sapinhoá 233 Não se aplica 19 7 15-20% Buzios 852 3,1 10 8 22-25% 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 0,6 3 1 25-35% NE Tupi 291 0,4 2 2 15-20% 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 0,1 1 1 17% Sul de Guará 145 0,3 1 0 15% Libra 1.548 Não se aplica 1 1 45% Projetos dos volumes excedentes poderão replicar os projetos da Cessão Onerosa, com grandes ganhos de curva de aprendizado e otimização de custos 19

Risco 2010 2014 2016 2021 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 2020-2030 (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

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 2010 2016 Cessão Onerosa (3,058 bilhões boe) (40 anos / limitado ao volume) 2021 2040 Partilha (6,5 a 10 bilhões boe) (35 anos) 2050 2051 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

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 2020 2030, 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 24/03/2014. 8 7 6 5 4 3 Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior 2013-2020: 3,0 milhões de bpd 4,2 Produção Média de Petróleo no Brasil * Petrobras (70%) + Terceiros (26%) + Governo (4%) 2020-2030: 5,2 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior 2020-2030: 4,0 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* 2020-2030: 3,7 milhões de bpd 2 1 0 Produção Média da Petrobras no Brasil* 2013-2020: 2,9 milhões de bpd 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Média 20252020-2030 2026 2027 2028 2029 2030 Brasil*: Ritmo Sustentável Petrobras: PE 2030 Petrobras: PE 2030 + Exterior Petrobras: Média 2013-2020 Petrobras: Média Exterior 2013-2020 Petrobras: Média Exterior 2016-2020 * Na visão e fundamentação da Petrobras, considerando Petrobras: diferentes Média ritmos 2016-2020 de leilões a serem promovidos pelo Governo. 22

milhão bpd A Contratação Integral Destas Áreas Assegura a Nossa Reposição de Reservas e a Sustentabilidade da Produção no Horizonte 2020-2030, 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). 5 4 4,2 4,2 milhões de bpd (14 BIDs e ECO = 100% Petrobras em 2021) Produção Média da Petrobras no Brasil 2020-2030 500 mil bpd 3,7 milhões de bpd (16 BIDs e ECO = 50% Petrobras em 2026) 3 2 1 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Média 20252020-2030 2026 2027 2028 2029 2030 Petrobras: PE 2030 A contratação dos Excedentes da Cessão Onerosa implica em: Redução da participação em novos BIDs de 16 para 14 (2015-2030), na visão e fundamentação da Petrobras adotada no PE 2030, plano este aprovado pelo Conselho de Administração em 25/02/2014 23

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 2014-2030 9 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 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 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

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 2014-2018 / PE 2030 Investimento Médio sem E&P: US$ 10,6 bilhões / ano Investimento Médio sem E&P: US$ 3,8 bilhões / ano 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 + + 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 2014-2018 / PE 2030 Investimentos da Carteira em Implantação + em Processo de Licitação (Parceria nas Premiums). 25

Financiabilidade com os Excedentes da Cessão Onerosa PNG 2014-2018: Não há impacto material nos resultados e nos indicadores de endividamento. I PREMISSAS DO PNG 2014-2018: 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 2014-2018. Reestruturações no Modelo de Negócios (troca de Capex por Opex): Considera recebimentos de US$ 9,9 bilhões no período 2014-2018. 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) 2014-2018 2019-2020 2021-2030 PNG 2014-2018 - 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

Financiabilidade do PNG 2014-2018 (US$ 206,8 bilhões) + Excedentes da Cessão Onerosa PNG 2014-2018: Não há impacto material nos resultados e nos indicadores de endividamento. III IMPACTOS NA FINANCIABILIDADE NO HORIZONTE DO PNG 2014-2018: No PNG 2014-18: 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 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021-2030 EL/EBITDA Alavancagem Captação Bruta Média Anual (Capitação Líquida Média Anual) PNG 2014-2018 4,61 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 2014-2018 44,6% 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 2014-2018 8,2 (-0,2) 10,5 (-2,5) * +Excedentes da Cessão Onerosa 10,2 (1,7) 13,3 (-4,2) * * As captações do período 2021-2030 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

Conclusões Mantidas as Premissas de Convergência de Preços, Desinvestimentos e Reestruturação Financeira do PNG 2014-2018 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 2014-2018 o investimento se eleva em 3,5% e a ECO não traz impacto material para os indicadores de financiabilidade IV No período 2020-2030 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 2013-2020 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 2014 28

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% 2.138 2.124 2.180 203 208 219 245 290 284 100 105 88 146 92 135 125 501 483 +2,6% 496 102 87 +3% +3% 2.372 2.371 2.443 201 202 204 103 110 170 104 111 178 162 233 222 237 583 601 3% 619 114 108 855 822 +4,3% 857 Jul/14: Produção: 2.236 mbpd (500 Gasolina e 896 Diesel) 5% 978 947 999 2T13 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.

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% 359 366 162 159 308 195 138 38 135 36 136 Petróleo Outros Derivados OC Diesel 2T13 1T14 2T14 34 708 447 180 Gasolina Derivados 2T13 68 13 783 359 166 200 1T14 58 941 534 179 200 2T14 28-285 -349 2T13 +82% -64-164 -253-417 1T14 +52% -396-237 -633 2T14 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.

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

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 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 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 13-17 2014 Projetado 2014 PNG 13-17: 87% Realizado: 84% 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 PNG 13-17: 15.246 MM Realizado: 14.841 MM fev/14 PNG 12-16 PNG 13-17 Realizado Projetado PNG 13-17 Realizado Projetado COMPERJ Partida: 2016 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 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 13-17 2016 Projetado 2016 PNG 13-17: 67% Realizado: 66% 16.000 14.000 12.000 10.000 Acompanhamento Financeiro Curva S 8.000 6.000 4.000 2.000 0 PNG 13-17: 7.882 MM Realizado: 7.573 MM PNG 13-17: US$ 13.457 MM Projetado: US$ 13.596 MM fev/14 PNG 12-16 PNG 13-17 Realizado Projetado PNG 13-17 Realizado Projetado 32

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

Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural: 2013-2030 (milhão m³/dia) A infraestrutura de importação e transporte de gás já instalada é suficiente para atender a demanda Petrobras no Brasil até 2030*. 41 47 41 47 Oferta Oferta Doméstica de GN¹ 75 86 97 75 86 89 8 Oferta E&P Novos BIDs Oferta E&P 45 Demanda Demanda Termelétrica Petrobras + Terceiros 33 35 35 35 35 12 47 12 47 12 49 11 2 50 11 4 A Contratar Flexível Inflexível 2013 2014 2018 2020 Média 2020-2030 Importação da Bolívia 30 30 30 30 30 6 6 6 6 6 24 24 24 24 24 Flexível Firme 2013 2014 2018 2020 Média 2020-2030 Demanda Distribuidoras de GN 57 49 52 39 41 Demanda 2013 Regaseificação de GNL 41 41 41 41 27 14 14 14 14 7 7 7 7 20 20 20 20 20 2013 2014 2014 2018 2018 2020 2020 Média 2020-2030 ** 7 Média 2020-2030 ** TRBA Pecém Baía de Guanabara 2013 12 9 2013 3 2014 16 13 2014 2018 2020 Média 2020-2030 Demanda Petrobras: Fertilizantes + Refinarias 3 35 27 28 1 1 5 5 21 22 27 2018 2020 3 5 Média 2020-2030 98 118 146 157 168 Total 96 105 124 129 143 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

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

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 36

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 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 37

CAPEX Exploração & Produção e Abastecimento 30.000 Exploração e Produção US$ 18.000 Abastecimento US$ 25.000 16.000 14.000 20.000 12.000 15.000 10.000 8.000 10.000 6.000 5.000 4.000 2.000 0 2010 2011 2012 2013 2014 0 2010 2011 2012 2013 2014 Realizado Projeção 2014 Realizado Projeção 2014 38

Investimentos do PNG 2014-2018: 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 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* 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. * Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços 39

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

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

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 42

US$ Bilhões PNG 2014-2018: Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 261,7 261,7 60.5 9.9 9.1 61,3 54.9 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. Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de 2015. 182.2 165,0 207,1 206.8 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. 43

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 PNG 2014-2018: 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 140 120 100 Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de 2015 Dívida Líquida/EBITDA 80 60 40 20 0 Dívida Bruta Dívida Líquida Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de 2015 44

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* 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 50% 40% Alavancagem Leverage Câmbio Referência Petrobras Dívida Bruta e Líquida 30% US$ bilhões 20% 140 10% 120 0% 2014 2015 2016 2017 2018 Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% em 2017 100 80 60 5,0 4,0 3,0 Net Debt/EBITDA Dívida Líquida/EBITDA Câmbio Referência 40 20 0 2,0 1,0 0,0 2014 2015 2016 2017 2018 Dívida Bruta Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA atende o limite a partir de 2016 *Convergência para os preços internacionais apenas em 2016 45

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

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

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)** 33.7 37.3 27.6 28.4 2,1 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 37,4 2010 2011 2012 2013-6,9-15,6-9,8 2010 2011 2012 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

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. 50.000 40.000 45.078 43.164 $49 bilhões Aprox. $39 bilhões 30.000 27.230 20.000 10.000 0 OCF LTM Capex 2011 Capex 2012 Capex 2013 Capex 2017 E&P Abastecimento G&P Outros 2014-2018 Hipóteses do Plano de Negócios e Gestão: Fluxo de Caixa Operacional: Crescimento da Produção de Óleo em 1.269 mbpd, adicionando fluxo de caixa operacional. Convergência das importações deve eliminar as perdas do abastecimento. 49

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% 120 100 80 68.2 38% 94.1 26% 16,9 118.6 7% 19,0 127.2-2% 125.2 19,7 17,0 60 40 20 54.0 14,2 77.1 99.6 107.5 108.3 0 2009 2010 2011 2012 2013 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

Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário - PIDV 2014 Compromisso com o aumento da eficiência, produtividade e disciplina de capital Número de Inscritos: 8.298 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 2014-2018 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 2014. 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 2014-2018 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 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 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 = 66.982 / ** Custo previsto no PDG 2014 - Programa de Dispêndios Globais 51

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 2015. 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

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% 2.124 2.148 783 760 1.931 2013 92,4 2014 UO-RIO 93,1 +0,7 p.p. 491 +7% 480 850 908 Outros Gasolina Diesel 2013 2014 2013 2014 2013 2014 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% 7,3 2013 2014 2103 Meta 2013 Real 2014 53

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