Plano de Negócios e Gestão 2013 2017

Plano de Negócios e Gestão 2013 2017 1

Plano de Negócios e Gestão 2013 2017 Webcast 19 de março de 2013 2

Aviso Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2013 em diante são estimativas ou metas. Aviso aos Investidores Norte-Americanos: A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. 3

PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida milhões bpd Metas de produção mantidas de acordo com o PNG 2012-2016. Meta para 2013 segue ±2% de 2.022 mbpd em função das manutenções e da performance dos novos ativos: UEP e sondas de perfuração. 5,000 4,000 3,000 2,000 2,0 Produção de óleo e LGN (milhões bpd) 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) Papa-Terra Baleia Azul (P-61) (Cid. Anchieta) 2,0 2,0 ±2% Roncador IV (P-62) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte (Cid. Itaguaí) Lula Alto Lula Central Lula Sul (P-66) Franco 1 (P-74) Carioca Lula Norte (P-67) Franco SW (P-75) 2,5 NE de Tupi (P-72) Lula Ext. Sul Iara NW (P-68) (P-71) Lula Oeste SE Águas Júpiter (P-69) Profundas Bonito Franco Sul Sul Pq. Baleias (P-76) Maromba Franco Leste Tartaruga Espadarte I Verde e Mestiça Carcará Iara Horst (P-70) Parque dos Doces Franco NW (P-77) 2,75 Entorno de Iara (P-73) Espadarte III Florim 4,2 1,000 UEPs em operação 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20 1905ral 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 4

PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida Metas de produção mantidas de acordo com o PNG 2012-2016. Meta para 2013 segue ±2% de 2.022 mbpd em função das manutenções e da performance dos novos ativos: UEP e sondas de perfuração. 6,000 Produção de óleo e LGN (milhões bpd) Produção de óleo, LGN e Gás Natural (milhões boe) 5,2 5,000 milhões boed 4,000 3,0 3,4 4,2 3,000 2,4 2,4 2,4 ±2% 2,75 2,5 2,000 2,0 2,0 2,0 ±2% 1,000 1905ral 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 5

Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro 2012: Aderência Entre o Realizado e o Previsto: Avanço Físico Acompanhando o Financeiro A realização dos Investimentos em 2012 foi de R$ 84,1 bi, que representou 101% do previsto no Plano Investimento Anual Investimento por Área Principais Projetos R$ Bilhão 83,3 +1% 84,1 2% 34% 5% 6% 1,6% 0,4% 51% E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção de Baleia Azul (Cid. De Anchieta), Sapinhoá (Cid. de São Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 e P-62) e Papa-Terra (P-61 e P-63). Abastecimento: RNEST e Comperj. G&E: UFN III, Terminal de Regaseificação da Bahia e UPGN Cabiúnas. 2012 Previsto PNG 2012-2016 2012 Realizado E&P Abastecimento Internacional Corporativo Distribuição Biocombustíveis Internacional: Projetos de Desenvolvimento da Produção de Cascade e Saint-Malo. G&E Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%. 6

Desempenho Físico e Financeiro: RNEST RNEST: Curva de Acompanhamento Físico RNEST: Curva de Acompanhamento Financeiro Construção da RNEST 33 anos após a última refinaria (1980) Complexo Industrial Portuário de Suape (PE) fev/13 Realização Física Acumulada: 70,6% Realização Financeira Acumulada: US$ 11,7 bilhões 7

Refinaria do Nordeste (RNEST) Acompanhamento Físico e Financeiro do Projeto: Planejamento Cumprido RNEST: Curva de Acompanhamento Físico 2012 Realizado: 19,9% PNG 12-16: 19,7% dez/11 dez/12 RNEST: Curva de Acompanhamento Financeiro 2012 Realizado: R$ 4,9 bi* PNG 12-16: R$ 5,0 bi * Considera R$ 100 milhões de pleitos já negociados. dez/11 dez/12 8

Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais 9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina Busca de maior convergência com os preços internacionais. Nos últimos 9 meses: 4 reajustes dos preços no diesel, totalizando +21,9%, e 2 na gasolina, com +14,9%. Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** Preços (R$/bbl) 260 2008 240 220 200 180 160 140 Ganhos 120 100 80 60 40 20 0 2009 2010 2011 2012 2013 Perdas 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Volumes Importados (Mil bbl / d) nov/08 jan/09 jan/10 jan/11 jan/12 jan/13 mar/13 PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil) PMR Brasil Importação de Gasolina Importação de Diesel (*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 9

Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais 9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina Busca de maior convergência com os preços internacionais. Nos últimos 9 meses: 4 reajustes dos preços no diesel, totalizando +21,9%, e 2 na gasolina, com +14,9%. Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** 260 2008 2009 2010 2011 2012 2013 900 Preços (R$/bbl) 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 Ganhos Perdas Brent (US$/bbl): Câmbio (R$/US$): 1T12 105 1,67 +8% +19% 800 700 600 500 400 300 200 100 Volumes Importados (Mil bbl / d) 0 0 nov/08 jan/09 jan/10 jan/11 jan/12 jan/13 1T13 113 1,99 mar/13 PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil) PMR Brasil Importação de Gasolina Importação de Diesel (*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 10

Sucesso Exploratório e Aumento das Reservas Mais de 3 Descobertas por Mês entre Janeiro/2012 e Fevereiro/2013 53 descobertas nos últimos 14 meses (jan/12 a fev/13), das quais 25 marítimas sendo 15 no Pré-Sal Brasil Descobertas: 53 Mar: 25 Terra: 28 Índice de Sucesso Exploratório: 64% Reservas: 15,7 bilhões de boe IRR¹: 103% pelo 21º ano consecutivo R/P²: 19,3 anos ¹ IRR: Índice de Reposição de Reservas ² R/P: Razão Reserva / Produção Pré-Sal Descobertas: 15, sendo 8 poços pioneiros Índice de Sucesso Exploratório: 82% Reservas: 300 km da região SE, 55% do PIB 11

A Produção no Pré-Sal é uma Realidade Produção Atingiu 300 mil barris de petróleo por dia em 20/Fev/2013 Dados da Produção no Pré-Sal Produção de Petróleo atingiu 300 mbpd, 249 mbpd parcela Petrobras, 43% da Bacia de Santos e 57% da Bacia de Campos Marca atingida com apenas 17 poços produtores, 6 na Bacia de Santos e 11 na Bacia de Campos Marca atingida apenas 7 anos após a descoberta: Bacia de Campos: 11 anos Porção americana do Golfo do México: 17 anos Mar do Norte: 9 anos A marca de 1 milhão de bpd operada pela Petrobras será superada em 2017 e atingirá 2,1 milhões de bpd em 2020 Desafios Tecnológicos Superados Sísmica de alta resolução: maior sucesso exploratório Modelagem geológica e numérica: melhor previsão do comportamento da produção Redução do tempo de perfuração de poços de 134 dias em 2006 para 70 dias em 2012: menores custos Seleção de novos materiais: menores custos Qualificação de novos sistemas para coleta da produção: maior competitividade Separação de CO 2 do Gás Natural em águas profundas e reinjeção: redução de emissões e aumento do fator de recuperação 12

Refino no Brasil: Produção de Derivados A Produção de Derivados cresce ano a ano e será impulsionada com a entrada em operação das novas refinarias. Sucessivos recordes de processamento de petróleo têm sido batidos. Produção de Derivados no Brasil (milhões bbl / dia) m ilhões bbl / dia 3,5 3,0 2,5 2,0 1,9 Refinarias em operação Refinarias em construção Refinarias em projeto Recordes de processamento diário de petróleo 2,10 MMbpd (ago) 2,0 2,11 MMbpd (jan) 2,12 MMbpd (mar) 2,0 RNEST Trem 1 Nov/14 Comperj Trem 1 Abr/15 RNEST Trem 2 Mai/15 2,4 Premium I Trem 1 Comperj Out/17 Trem 2 Jan/18 Premium II Dez/17 Premium I Trem 2 Out/20 3,0 1,5 92% FUT¹ 96% 93% 93% 93% 1,0 ¹FUT: fator de utilização 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 13

Geração Termelétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN) 10.000 MW: Petrobras Fornece Combustível para o Atendimento de 16% da Carga do SIN A geração termelétrica, própria e de terceiros¹, superou o patamar de 10.000 MW em outubro/2012. Batemos sucessivos recordes de geração de energia em 2012 e 2013. 12.000 10.000 2010 2011 2012 2013 10.149 MWmed (23/nov) 10.485 MWmed (06/fev) 8.000 6.000 MWmed 4.000 2.000 0 1-jan 21-jan 10-fev 2-mar 22-mar 11-abr 1-mai 21-mai 10-jun 30-jun 20-jul 9-ago 29-ago 18-set 8-out 28-out 17-nov 7-dez 27-dez 16-jan 5-fev 25-fev 17-mar 6-abr 26-abr 16-mai 5-jun 25-jun 15-jul 4-ago 24-ago 13-set 3-out 23-out 12-nov 2-dez 22-dez 11-jan 31-jan 20-fev 11-mar 31-mar 20-abr 10-mai 30-mai 19-jun 9-jul 29-jul 18-ago 7-set 27-set 17-out 6-nov 26-nov 16-dez 5-jan 25-jan 14-fev 6-mar Petrobras - Gás Terceiros - Gás Petrobras - Óleo Terceiros - Óleo ¹ Onde a Petrobras tenha participação ou forneça combustível. 14

Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 Pressupostos da Financiabilidade Manutenção do Grau de Investimento Não há emissão de novas ações Convergência com Preços Internacionais de Derivados Desinvestimentos no Brasil e no exterior, principalmente 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 2013 2017 15

Investimentos PNG 2013-2017: Aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras em 15/03/13 Período 2013-2017 US$ 236,7 bilhões Pressupostos da Financiabilidade E&P 62,3% (US$ 147,5 bi) 28% 27,4% (US$ 64,8 bi) 4,2% (US$ 9,9 bi) 2,2% (US$ 5,1 bi) Manutenção do Grau de Investimento: Alavancagem menor que 35% Dívida líquida/ebitda menor que 2,5x Não há emissão de novas ações Convergência com Preços Internacionais de Derivados 1,1% (US$ 2,9 bi) Desinvestimentos no Brasil e no exterior, principalmente 0,4% (US$ 1,0 bi) 1,0% (US$ 2,3 bi) 1,4% (US$ 3,2 bi) E&P Abastecimento G&E Internacional Petrobras Biocombustível BR Distribuidora ETM Demais Áreas * *Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços 16

Investimentos no Período 2013-2017: Implantação x Avaliação Total US$ 236,7 bilhões 947 projetos = Em Implantação Todos os projetos de E&P no Brasil e os projetos dos demais segmentos que se encontram em Fase IV US$ 207,1 bilhões + Em Avaliação Projetos dos demais segmentos, que não E&P, atualmente em Fase I, II e III. US$ 29,6 bilhões 770 projetos 177 projetos 62,3% (US$ 147,5 bi) 27,4% (US$ 64,8 bi) 71,2% (US$ 147,5 bi) 20,9% (US$ 43,2 bi) 6,4% (US$ 1,9 bi) 6,1% (US$ 1,8 bi) 1,0% (US$ 0,3 bi) 73,0% (US$ 21,6 bi) 0,4% (US$ 1,0 bi) 1,0% (US$ 2,3 bi) 4,2% (US$ 9,9 bi) 2,2% (US$ 5,1 bi) 1,1% (US$ 2,9 bi) 1,4% (US$ 3,2 bi) 0,5% (US$ 1,0 bi) 2,9% (US$ 5,9 bi) 1,5% (US$ 3,2 bi) 0,5% (US$ 1,1 bi) 1,4% (US$ 2,9 bi) 1,1% (US$ 2,3 bi) 13,5% (US$ 4,0 bi) E&P Abastecimento G&E Internacional PBio BR Distribuidora ETM Demais Áreas * *Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços Fase I: Identificação da Oportunidade ; Fase II: Projeto Conceitual ; Fase III: Projeto Básico ; Fase IV: Execução e Obras PBio: Petrobras Biocombustível ETM: Engenharia, Tecnologia e Materiais 17

Plano de Negócios e Gestão 2013-2017: Gestão da Carteira de Projetos INVESTIMENTOS EM IMPLANTAÇÃO A implementação dos Projetos em Avaliação dependerá de: Resultado dos Estudos de Viabilidade Técnico- Econômica; Disponibilidade de Recursos (financiabilidade); Competição pelos recursos financeiros disponíveis. INVESTIMENTOS EM AVALIAÇÃO * US$ 207,1 bilhões incluem a carteira de investimento da ETM (US$ 2,3 bi) e das demais Áreas (US$ 1,0 bi) 18

Programas de Suporte ao PNG 2013-2017 PNG 2013-2017 US$ 236,7 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 INFRALOG Programa de Otimização de Infraestrutura Logística PRODESIN Programa de Desinvestimentos Gestão de Conteúdo Local Aproveitamento da capacidade da indústria para catalisar ganhos para a Petrobras 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. 19

INFRALOG: Otimização do Investimento por meio da Gestão Integrada dos Projetos de Logística Incorporadas no PNG 2013-2017 reduções de investimento que somam US$ 2,2 bilhões. Oportunidades adicionais para reduzir até US$ 2,8 bilhões no horizonte 2018-2020 também foram mapeadas. Bases de Apoio Offshore Destinação de Líquidos de Gás Natural E&P provendo infraestrutura portuária e aeroportuária de apoio offshore com foco nas bacias do Espírito Santo, de Campos e de Santos Movimentação e Exportação de Petróleo ABASTECIMENTO e TRANSPETRO escoando produção do E&P para internação em refinarias ou exportação em navios convencionais e de maior porte INFRALOG ABASTECIMENTO e G&E desenvolvendo soluções para melhoria da movimentação e maior aproveitamento dos líquidos de gás natural produzidos pelo E&P no Pré-Sal Suprimento e Distribuição de Derivados e Biocombustíveis ABASTECIMENTO, TRANSPETRO e BR buscando aumento da capacidade de tancagem, de transporte dutoviário e em bases de distribuição multicliente Planejar, acompanhar e gerir projetos e ações para atender às necessidades de infraestrutura logística do Sistema Petrobras aos menores custos. 20

PROCOP: Otimização das Atividades Operacionais Gerando Maior Produtividade e Redução de Custos Unitários A captura dos ganhos será progressiva, permitindo, até 2016, economia de R$ 32 bilhões. Gastos Gerenciávies* R$ bilhão Economia de R$ 32 bilhões em 4 anos Metas Anuais de Redução 4 7 2013 2014 2015 2016 Redução Anual proporcionada pelo PROCOP Evolução dos Gastos Gerenciáveis * Desembolsos realizados na operação das instalações industriais, administrativas e de apoio. 9 12 EXEMPLOS DE ALAVANCAS Exploração e Produção: Consumo de químicos e combustíveis; Dias produtivos de sondas; Transporte marítimo e aéreo; Intervenção em poços terrestres; Abastecimento: Consumo de químicos e catalisadores; Produção de resíduos, Rotina de paradas programadas; Excesso de estadia nos portos; Uso da frota marítima; Programação das entregas; Transpetro: Intervenções em navios, terminais, oleodutos, gasodutos e tanques; GáseEnergia: Consumo de GN para produção de amônia; Custo operacional da malha de gasodutos; Engenharia, Tecnologia e Materiais: Suprimento e estoque de materiais; Custos de TIC por usuário; Corporativo e Serviços: Gastos com edifícios, viagens e transporte terrestre; Gestão de SMES. 21

Exploração & Produção Período 2013-2017 US$ 147,5 bilhões 73% (106,9) 16% (24,3) 11% (16,3) Desenvolvimento da Produção Exploração Infraestrutura e Suporte 22

Investimentos no E&P Período 2013-2017 Exploração US$ 24,3 bilhões Desenvolvimento da Produção US$ 106,9 bilhões 6% (1,4) 25% (26,2) 24% (5,8) 70% (17,1) Pós-Sal Pré-Sal Cessão Onerosa 43% (46,4) 32% (34,3) Além de Exploração e Desenvolvimento da Produção, os investimentos do E&P em Infraestrutura somam US$16,3 bilhões. 23

PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida milhões bpd 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 2,0 Baleia Azul (Cid. Anchieta) 2,0 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) Papa-Terra (P-61) Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN 2,0 ±2% Roncador IV (P-62) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte (Cid. Itaguaí) Lula Alto Lula Central Lula Sul (P-66) Franco 1 (P-74) Carioca Lula Norte (P-67) Franco SW (P-75) NE de Tupi Lula Ext. Sul (P-72) (P-68) Iara NW Lula Oeste (P-71) (P-69) SE Águas Franco Sul Profundas (P-76) Sul Pq. Baleias Tartaruga Verde Maromba e Mestiça Espadarte I Iara Horst (P-70) Parque dos Doces Franco NW (P-77) Carcará Entorno de Iara (P-73) 1905ral 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 2012 2,0 milhões bpd Pré-sal (concessão) 7% 93% Pós-sal 2017 2,75 milhões bpd Cessão Onerosa 7% Pré-sal (concessão) 35% 2,5 58% Pós-sal 2,75 Júpiter Bonito Franco Leste 2020 Espadarte III Florim 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20 4,2 milhões bpd Novas Descobertas (*) 6% Cessão Onerosa 19% Pré-sal (concessão) 31% 44% Pós-sal (*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas 24 4,2

PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN milhões bpd 5,000 4,000 3,000 2,000 2,0 2013 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) Papa-Terra Baleia Azul (P-61) (Cid. Anchieta) 2,0 2,0 ±2% Roncador IV (P-62) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte (Cid. Itaguaí) Lula Alto Lula Central Lula Sul (P-66) Franco 1 (P-74) Carioca Lula Norte (P-67) Franco SW (P-75) 2,5 Lula Ext. Sul (P-68) Lula Oeste (P-69) Franco Sul (P-76) (P-71) Júpiter SE Águas Profundas Bonito Sul Pq. Baleias Franco Leste Tartaruga Verde Maromba e Mestiça Espadarte I Iara Horst Carcará (P-70) Parque dos Doces Franco NW (P-77) 2,75 NE de Tupi (P-72) Iara NW Entorno de Iara (P-73) Espadarte III Florim 4,2 1,000 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20 1905ral 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 UEPs em operação 25

Projeto Piloto de Sapinhoá: Em operação desde 05/01/13 FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpd Projeto Sapinhoá Piloto: Perfuração, completação e interligação de 13 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade de processamento de 120 mil bpd de óleo e 5 MM m 3 /d de gás. FPSO Cidade de São Paulo na locação mar/13 26 AVANÇO FÍSICO TOTAL - Previsto: 59,9% / Realizado: 54,0% CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 30% / Planejado: 57% 26

Projeto Baúna: Em Operação desde 16/02/13 FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpd Projeto Baúna: Perfuração, completação e interligação de 11 poços a um FPSO afretado à OOG-TK com capacidade de processamento de 80 mil bpd de óleo e 2 MM de m 3 /d de gás. FPSO Cidade de Itajaí na locação - jan/13 27 AVANÇO FÍSICO TOTAL - Previsto: 69,8% / Realizado: 53,5% CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 60% 27

Projeto Piloto de Lula NE 1º Óleo em 28/05/13 FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpd Projeto Piloto de Lula NE: Perfuração, completação e interligação de 14 poços a um FPSO afretado à QGOG/SBM com capacidade de processamento de 120 mil bpd de óleo e 5 MM de m 3 /d de gás. Integração do FPSO Cidade de Paraty no Estaleiro BrasFELS, Angra dos Reis/RJ - mar/13 28 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 99,0% / Realizado: 97,8% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65% CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 60% 28

Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-63 em 15/07/13 FPSO P-63: 140 mbpd Projeto Papa-Terra: Perfuração, completação e interligação de 30 poços à P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) e à P-63 (FPSO) com capacidade de processamento de 140 mil bpd de óleo e 1 MM m³/dia de gás. Integração da P-63 no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande (RS) - fev/13 29 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 98,5% / Realizado: 94,1% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65% CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 46% 29

Projeto Roncador Módulo III - 1º Óleo em 30/09/13 Semissubmersível P-55: 180 mbpd Projeto Roncador Módulo III: Perfuração, completação e interligação de 17 poços à SS P-55 com capacidade de processamento de 180 mil bpd de óleo e 6 MM m³/dia de gás. Integração da SS P-55 no Estaleiro ERG1 em Rio Grande/RS - fev/13 30 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 87,5% / Realizado: 89,2% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65% CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 30 50%

Projeto Parque das Baleias: 1º Óleo em 30/11/13 FPSO P-58: 180 mbpd Projeto Parque das Baleias: Perfuração, completação e interligação de 24 poços ao FPSO P-58 com capacidade de processamento de 180 mil bpd de óleo e 6 MM de m³/d de gás. Integração do FPSO P-58, no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande/RS - mar/13 31 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 86,0% / Realizado: 90,6% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 62% CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 58% 31

Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 em 31/12/13 TLWP P-61 Projeto Papa-Terra: Perfuração, completação e interligação de 30 poços à P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Platform) e à P-63 (FPSO) com capacidade de processamento de 140 mil bpd de óleo e 1 MM m³/dia de gás. Topside e casco da P-61 no Estaleiro BrasFELS (RJ) - jan/13 32 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 94,9% / Realizado: 76,2% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65% CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 32 46%

PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN milhões bpd 5,000 4,000 3,000 2,000 2,0 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) Papa-Terra Baleia Azul (P-61) (Cid. Anchieta) 2,0 2,0 ±2% 2014 Roncador IV (P-62) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte (Cid. Itaguaí) Lula Alto Lula Central Lula Sul (P-66) Franco 1 (P-74) Carioca Lula Norte (P-67) Franco SW (P-75) 2,5 Lula Ext. Sul (P-68) Lula Oeste (P-69) Franco Sul (P-76) (P-71) Júpiter SE Águas Profundas Bonito Sul Pq. Baleias Franco Leste Tartaruga Verde Maromba e Mestiça Espadarte I Iara Horst Carcará (P-70) Parque dos Doces Franco NW (P-77) 2,75 NE de Tupi (P-72) Iara NW Entorno de Iara (P-73) Espadarte III Florim 4,2 1,000 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20 1905ral 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 UEPs em operação 33

Projeto Roncador Módulo IV - 1º Óleo em Março/14 FPSO P-62: 180 mbpd Projeto Roncador Módulo IV: Perfuração, completação e interligação de 17 poços ao FPSO P-62 com capacidade de processamento de 180 mil bpd de óleo e 6 MM m³/dia de gás. Integração da P-62 no cais do Estaleiro Atlântico Sul, Ipojuca (PE) - jan/13 34 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 70,5% / Realizado: 88,4% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 64% CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 34 56%

Projeto Sapinhoá Norte: 1º Óleo em Setembro/14 FPSO Cidade de Ilhabela: 150 mbpd Projeto Sapinhoá Norte: Perfuração, completação e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à QGOG/SBM com capacidade de processamento de 150 mil bpd de óleo e compressão de 6 MM m³/dia de gás. Conversão do Casco do FPSO Cidade de Ilhabela, no Estaleiro CSSC, na China - fev/13 35 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 41% / Realizado: 62% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65% CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 56,3% 35

Projeto Lula - Iracema Sul: 1º Óleo em Novembro/14 FPSO Cidade de Mangaratiba: 150 mbpd Projeto Lula Área de Iracema Sul: Perfuração, completação e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade de processamento de 150 mil bpd de óleo e compressão de 8 MM m³/dia de gás. Conversão do casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro Cosco, na China - mar/13 36 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 58,3% / Realizado: 47,7% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65% CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 68% 36

PNG 2013-2017: 24 Unidades Contratadas e 15 a Contratar entre 2013-17 Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN milhões bpd 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 2,0 2,0 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) Papa-Terra Baleia Azul (P-61) (Cid. Anchieta) 2,0 ±2% Roncador IV (P-62) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte (Cid. Itaguaí) NE de Tupi (P-72) (**) Lula Ext. Sul (P-68) (**) Iara NW (P-71) (**) Espadarte III Lula Alto (*) Lula Oeste SE Águas Júpiter (P-69) (**) Florim Lula Central (*) Profundas Franco Sul Bonito Sul Pq. Baleias (P-76) (***) Lula Sul Maromba (P-66) (**) Tartaruga Franco Leste Espadarte I 4,2 Verde e Mestiça Franco 1 Carcará (P-74) (***) Iara Horst Entorno de (P-70) (**) Iara (P-73) (**) Carioca Parque dos Doces Lula Norte Franco NW (P-67) (**) (P-77) (***) Franco SW (P-75) (***) 24 UEPs contratadas sendo 3 já em operação (**) Casco com construção no Estaleiro Rio Grande (RS) (***) Casco com conversão no Estaleiro Inhaúma (RJ) 15 novas UEPs a contratar entre 2013-17 1905ral 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 2,5 2,75 UEPs em operação (*) Unidades em fase final de contratação 37

Investimentos em Exploração no Brasil Objetivo: Buscar Garantia de R/P > 12 Minimizando Risco de Insucessos Consolidação e delimitação das áreas licitadas do Pré-sal e da Cessão Onerosa, além do Pós-sal das bacias de Sergipe-Alagoas e do Espírito Santo. Investimento seletivo nas Novas Fronteiras: Margem Equatorial e Margem Leste. Sergipe-Alagoas, Espírito Santo, Novas Fronteiras 24% (5,8) Pós-sal Pré-sal 6% (1,4) Cessão Onerosa 70% (17,1) Consolidação e Delimitação US$ 24,3 bilhões Margem Equatorial Margem Leste Custo da Descoberta (US$ / boe) 0,58 0,64 0,76 2007 2008 2009 1,15 2010 1,56 2011 Custo da Petrobras Inferior ao das Majors Majors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe 1,96 2012 38

PROEF: Programa Passa a Contemplar a UO-RIO Eficiência Operacional (%) Realizado Metas PROEF 92 93 94 94 94 94 88 90 90 81 76 72 Eficiência UO-BC Eficiência UO-RIO 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral Ativos UO-RIO 39

PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de Poços Construção de Poços Compõe Parcela Relevante dos Investimentos 236,7 Demais Áreas 89,2 E&P 147,5 147,5 16,3 24,3 106,9 Infraestrutura e Suporte Exploração Desenvolvimento da Produção Investimentos em Poços Exploratórios e de Desenvolvimento da Produção somam US$ 75,0 bilhões Investimentos PNG 2013-2017 Investimentos em E&P Brasil Aumento da frota de sondas e recursos de logística A Petrobras utiliza, atualmente, 69 sondas flutuantes para construção e manutenção de poços no Brasil A Construção de Poços representa: 32% dos investimentos da Petrobras no PNG 2013-2017 51% dos investimentos em E&P no Brasil 40

PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de Poços Estrutura, Iniciativas e Ganhos Esperados O PRC-Poço possui uma governança corporativa com o envolvimento de todos os seus gerentes executivos e grande parte da estrutura técnicogerencial do E&P, com reportes trimestrais à Diretoria da companhia. Plano de redução de custos composto por um total de 23 iniciativas Custo Unitário Quantidade de atividades Duração de cada atividade Estrutura do PRC-Poço FRENTE 1 Reduzir custos unitários FRENTE 2 Otimizar escopos de projetos FRENTE 3 Buscar ganhos de produtividade 4 iniciativas priorizadas 7 iniciativas priorizadas 12 iniciativas priorizadas No PNG 2013-2017 já estão incorporados ganhos de US$ 1,4 Bi, decorrente de iniciativas relacionadas a redução dos tempos de construção de poços e otimização do sequenciamento operacional. As iniciativas em fase final de estruturação já identificam ganhos adicionais expressivos. Estes ganhos serão quantificados até maio/2013 com o endereçamento destas iniciativas por projeto de investimento. 41

Abastecimento Projetos em Implantação + Avaliação US$ 64,8 bilhões 15% (9,7) 51% (33,3) 6% (4,0) 5% (3,3) 13% (8,4) 8% (5,4) 1% 1% (0,3) (0,4) Ampliação do Parque de Refino Melhoria Operacional Atendimento do Mercado Interno Destinação do Óleo Nacional Ampliação de Frotas Petroquímica Logística para Etanol Corporativo 42

Investimentos no Abastecimento Projetos em Implantação US$ 43,2 bilhões 45% (19,4) 1% (0,3) 6% (2,4) 1% (0,4) 21% (9,2) 6% (2,8) 11% (4,9) 9% (3,7) Projetos em Avaliação 64% (13,8) 6% (2,8) US$ 21,6 bilhões 7% (1,5) 16% (3,5) 8% (1,7) 2% (0,5) 3% (0,5) DESTAQUES 2013-2017 Ampliação do Parque de Refino na Carteira em Implantação: RNEST (Pernambuco) e COMPERJ Trem 1 (Rio de Janeiro) Ampliação do Parque de Refino em fase de projeto: Premium I (Maranhão) Premium II (Ceará) e COMPERJ Trem 2 (Rio de Janeiro) Carteira de Adequação de Diesel e Gasolina: REPLAN, RPBC, REGAP, REFAP e RLAM Ampliação da frota de navios: PROMEF - 45 Navios de Transporte de Óleo e Derivados Ampliação do Parque de Refino Melhoria Operacional Atendimento do Mercado Interno Destinação do óleo nacional Ampliação de Frotas Petroquímica Logística para Etanol Corporativo 43

Refinaria do Nordeste RNEST: Entrada em operação em Novembro/14 Capacidade de Processamento: 230 mbpd 1 9 5 1 8 2 8 4 4 6 8 3 8 7 6 6 6 7 6 6 AVANÇO FÍSICO TOTAL- Previsto: 70,3% / Realizado: 70,6% Vista aérea da Refinaria do Nordeste RNEST fev/13 CONTEÚDO LOCAL - Meta: 75% / Planejado: 86,5% Legenda: (1) Área de tancagem de petróleo e derivados; (2) Unidade de Destilação Atmosférica; (3) Casa de Força; (4) Unidade de Coqueamento e Pátio de Coque; (5) Tanques de produtos intermediários; (6) Canteiros das contratadas; (7) Unidade de Tratamento de Águas Ácidas; (8) Tubovias; (9) Unidades de Hidrotratamento 44 44

Importância da Expansão do Refino para o Equilíbrio da Oferta e Demanda de Derivados Mercado de Derivados no Brasil em 2020 Demanda por derivados brasileira cresce 4,2% a.a. entre 2012 e 2020 Sem Premium I, Premium II e Comperj Trem 2 o Brasil importará 29% da demanda de derivados. Novas Refinarias em Implantação (mil bpd) Novas Refinarias em Fase de Projeto RNEST: Em Obras Trem 1-115 mil bpd - Nov/14 Trem 2-115 mil bpd - Mai/15 2.408 3.380 Premium I - Trem 1 300 mil bpd - Out/17 Premium II - Trem 1 300 mil bpd - Dez/17 Comperj - Trem 1: Em Obras 165 mil bpd - Abr/15-972 Comperj - Trem 2 300 mil bpd - Jan/18 Capacidade de Processamento Demanda Déficit Premium I - Trem 2 300 mil bpd - Out/20 45

Gás & Energia Projetos em Implantação + Avaliação US$ 9,9 bilhões 20% (2,0) 8% (0,8) 25% (2,5) 46% (4,6) Energia Elétrica Malhas GNL Plantas de Gás-Química 46

Investimentos no G&E Projetos em Implantação US$ 5,9 bilhões 19% (1,1) 32% (1,9) 43% (2,6) 6% (0,3) Projetos em Avaliação 34% (1,4) US$ 4,0 bilhões 3% (0,1) 12% (0,5) 51% (2,0) DESTAQUES 2013-2017 Conversão do gás natural em fertilizantes e outros gás-químicos: UFN III em Três Lagoas (Mato Grosso do Sul) Processamento e movimentação de gás natural: UPGN Cabiúnas (Rio de Janeiro) Geração de energia elétrica: UTE Baixada Fluminense (Rio de Janeiro) Regaseificação de GNL: Terminal da Bahia (Bahia) Unidades de Fertilizantes em Fase de Projeto: UFN IV (Espírito Santo) e UFN V (Minas Gerais) Energia Elétrica Malhas GNL Plantas de Gás-Química 47

Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural (milhões m 3 /d) 48

Financiabilidade 49

Premissas de Planejamento Financeiro Análise de Financiabilidade Considera Apenas Projetos em Implantação Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG 2013-17 é baseado em moedas constantes a partir de 2013. Preço do Brent (US$/bbl) Taxa de Câmbio média (R$/US$) US$ 107 em 2013, diminuindo para US$ 100 no longo prazo R$ 2,00 em 2013, valorizando para R$ 1,85 no longo prazo Alavancagem Limite: < 35% Alavancagem máxima em 2013 e 2014 (34%), baixando a partir de 2015 Dívida Líquida / EBITDA Limite : < 2,5x Indicador ultrapassa limite em 2013 e reduz abaixo de 2,0x a partir de 2015 Preço dos derivados no Brasil Desinvestimentos Retorno dos novos projetos do E&P Convergência com os preços internacionais. US$ 9,9 bilhões Breakeven dos projetos do Pré-Sal entre US$ 40-45/barril Grandes projetos do Pós-Sal têm rentabilidade similar aos do Pré-Sal. 50

Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 246,9 9,9 10,7 61,3 246,9 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. US$ bilhão 165,0 207,1 Necessidade Anual de Captação 2013-2017 Bruta US$ 12,3 bilhões Líquida US$ 4,3 bilhões Necessidade de captações líquidas 50% inferiores às do Plano anterior devido a: Fontes Usos Desinvestimentos e Reestruturações Uso do Caixa Captações (Dívida) Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) Amortizações Investimentos Contribuição da produção em 2017, versus 2012, levando a uma maior geração de caixa. Desaceleração dos investimentos em Abastecimento Preço do Brent de longo prazo de US$ 100,00 (ante US$ 90,00) e taxa de câmbio de longo prazo de R$ 1,85 (ante R$ 1,73) 51

Alavancagem Alavancagem Dívida Líquida/EBITDA 40% 30% Meta PNG (< 35%) 3,5 3,0 2,5 Meta PNG (< 2,5x) 20% 2,0 1,5 10% 1,0 0,5 0% 0,0 2013 2014 2015 2016 2017 2013 2014 2015 2016 2017 Alavancagem decrescente, sem ultrapassar o limite imposto pela Companhia Relação Dívida Líquida/EBITDA ultrapassa o limite em alguns momentos do PNG 2013-2017 52

FIM 53