Webcast 2T13

1

DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS

2º trimestre de 2013

Teleconferência/Webcast

12 de Agosto de 2013

2

Estas apresentações podem conter previsões acerca deeventos futuros. Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores da Companhia sobrecondições futuras da economia, além do setor deatuação, do desempenho e dos resultados financeiros daCompanhia, dentre outros. Os termos “antecipa","acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja","projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termossimilares, visam a identificar tais previsões, as quais,evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ounão pela Companhia e, consequentemente, não sãogarantias de resultados futuros da Companhia. Portanto,os resultados futuros das operações da Companhiapodem diferir das atuais expectativas, e o leitor não devese basear exclusivamente nas informações aqui contidas.A Companhia não se obriga a atualizar as apresentaçõese previsões à luz de novas informações ou de seusdesdobramentos futuros. Os valores informados para2013 em diante são estimativas ou metas.

A SEC somente permite que as companhias de óleoe gás incluam em seus relatórios arquivados reservasprovadas que a Companhia tenha comprovado porprodução ou testes de formação conclusivos quesejam viáveis econômica e legalmente nas condiçõeseconômicas e operacionais vigentes. Utilizamosalguns termos nesta apresentação, tais comodescobertas, que as orientações da SEC nosproíbem de usar em nossos relatórios arquivados.

Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

Aviso

3

1.957 1.764 1.792 1.677 1.6911.855

240233188140115109

+1%

2T13

1.931

1T13

1.910

4T122T12

1.9802.066

1T12

1.904

3T12

1.970

Produção de Óleo e LGN (mbpd)

» Produção de Óleo e LGN 1,1% superior ao 1T13 (+21 mbpd):• Perdas com paradas programadas e problemas operacionais: +18 mbpd.• Entrada de novos poços/novos sistemas parcialmente compensada pelo

declínio natural da produção: +3 mbpd.» Produção de GN de 61,8 milhões m³/dia ou 389 mboed (-3% vs. 1T13).» Produção esperada para o 3T13 em linha com a do 2T13.

Produção no Pré-Sal (mbpd)

» 9 unidades de produção em operação no pré-sal, sendo que 4 entraram em operação após o 2T12: Cidade de Anchieta (Baleia Azul, Set/12), Cidade de São Paulo (Sapinhoá, Jan/13), Cidade de São Vicente (TLD Sapinhoá Norte, Fev/13) e o Cidade de Paraty (Lula NE, Jun/13).

Entrada de Unidades de Produção (Brasil)Desde o 2T12 entraram em operação 4 novos sistemas definitivos com

capacidade total de 420 mbpd, sendo 312 mbpd da Petrobras

Capacidade120 mbpd

45% Petrobras

Capacidade80 mbpd

100% Petrobras

Capacidade120 mbpd

65% Petrobras

Recorde Pré-Sal (Petrobras+Parceiros): 326 mbpd em 22/06/13Outros camposPré-Sal

2012 = 1 2013 = 4 até junho

Nº de Poços Interligados

97

5

9

34

2T13

7

4

1T13

8

4

4T123T122T121T12

Sistemas AntigosNovos Sitemas

» 15 poços interligados no 1S13.» Interligações de 36 poços planejadas para o 2S13, adicionando aproximadamente

440 mbpd de potencial de produção.

Capacidade140 mbpd

62,5% Petrobras

*

291

1T13

277

4T12

218

3T12

176

2T12

146

1T12

135

2X

2T13

Produção Pré-Sal (Petrobras + Parceiros)Recordes

* P-63 saiu em 18/jun do Estaleiro Quip/Honório Bicalho e seguirá para a locação definitiva em 23/ago.

Recorde326 mbpd

Produção de Óleo e LGN no BrasilProdução do trimestre em linha com o previsto. Novo Recorde do Pré-Sal: 326 mbpd.

FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá)

Jan/13

FPSO Cid. Anchieta (Baleia Azul) Set/12

FPSO Cid. Itajaí (Baúna) Fev/13

FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE)

Jun/13

P-63*(Papa-Terra)

Jun/13 - saída estaleiro

Capacidade100 mbpd

100% Petrobras

» 4 novos sistemas definitivos iniciam a produção até o final do ano: P-63, P-58, P-55 e P-61/TAD.

* Novos sistemas: FPSOs Cid. São Paulo, Cid. São Vicente, Cid. Itajaí e Cid. Paraty.

4

Desempenho Operacional no Brasil – E&PPROEF 2T13: ganhos na produção de óleo de 62 mbpd, 15 mbpd na UO-BC e 47 mbpd na UO-RIO

Despesas com Prospecção e Perfuração (R$ milhões)

1.1461.2371.7281.116

3.294

921

3T12 1T13

-63%

2T134T122T121T12

Política Exploratória (2S12)

» Migração de sondas da Exploração para o Desenvolvimento da Produção (DP).

» Saída de locações de maior risco exploratório.

» 2T13: 13 poços baixados, nenhum do Pré-Sal (41 poços no 2T12, 2 no Pré-Sal).

Nº de Descobertas

3 4 3

4

121

7

4

5

1T132T12 4T12

1

85

4

3T12

4

2T13

4

1T12

Pós-Sal Pré-sal/Cessão Onerosa

» 1S13: Índice de Sucesso Exploratório da Petrobras foi de 70% (64% em 2012) e de 100% apenas no Pré-Sal (82% em 2012).

» Descoberta de óleo de boa qualidade no Entorno de Iara (Cessão Onerosa), anunciada em 07/mai.

» Gráfico apresenta as 30 descobertas mais relevantes divulgadas ao mercado, todas offshore, salvo Igarapé Chibata (Amazonas).

55 descobertas nos últimos 18 meses, sendo 16 no Pré-Sal.

Eficiência Operacional (%)

Produção de Óleo + LGN (mbpd)

Eficiência Operacional (%)

Produção de Óleo + LGN (mbpd)

+47 mbpd

887840

+2,4 p.p.

92,890,4389374

+15 mbpd

66,1 74,3

+8,2 p.p.

PROEF UO-BC: 2T13 PROEF UO-RIO: 2T13

» Produção adicional de 15 mbpd.» Foco na recuperação de poços e sistemas submarinos.» VPL de US$ 626 milhões.» Dispêndios totais de US$ 1,2 bilhão até jun/13.

» Produção adicional de 47 mbpd.» Foco na gestão, melhoria de integridade e otimização da utilização de

recursos.» VPL de US$ 596 milhões.» Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até jun/13.

5

39,0338,68 39,54 37,59 36,6338,48

1.9101.9802.0661.9041.970 1.931

1T12

26,39

61,60

22,57

2T13

67,08 67,88

31,25

1T132T12

28,33

3T12

30,79

64,87 67,87

4T12

69,47

29,49

3T13 4T13

P-63

P-55

P-58

P-61

TAD

Capacidade:500 mbpd

Custo de ExtraçãoNovas unidades ainda em ramp up de produção no 2T13: 138 mbpd x 312 mbdp de capacidade

Cus

to d

e Ex

traç

ãoR

$/B

arril

» Custo de novas unidades com impacto integral no período sem a contrapartida da produção (ramp up gradual).» Impacto no custo de pessoal decorrentes da revisão atuarial dos planos de pensão e saúde.» Desvalorização cambial de 3% (2T13 vs. 1T13) impactou os custos em Reais.» Principais alavancas do PROCOP que contribuíram para a otimização do Custo de Extração: custo de intervenções onshore; consumo de químicos

no processo de produção; e otimização do uso dos recursos de manutenção.» A redução das participações governamentais se deve ao menor preço médio de referência, vinculado às cotações internacionais. Brent, em reais,

6% menor que no 1T13.» Lucro Líquido da área de E&P: R$ 8,9 bilhões no 2T13 x R$ 10,0 bilhões no 1T13.

Produção de Óleo e LGNCusto de ExtraçãoParticipações Governamentais

Cid. AnchietaSet/12

Cid. ItajaíFev/13

Cid. São PauloJan/13

Custo de Extração, Produção de Óleo e Entrada de Novas Unidades de Produção

Produção de Óleo e LG

Nm

bpdCapacidade:¹ 100 mbpd2T13: 93 mbpd

Capacidade¹: 54 mbpd2T13: 11 mbpd



¹ Capacidade de processamento equivalente à participação da Petrobras.

Cid. ParatyJun/13

6

39,0338,68 39,54 37,59 36,6338,48

1.9311.9101.9801.9041.9702.066

67,87

28,33

3T12

69,47

30,79

2T12

64,87

26,39

1T12

61,60

22,57

4T133T132T13

67,88

4T12 1T13

67,08

29,49 31,25

P-63

P-55

P-58

P-61

TAD

Capacidade¹:448 mbpd

Produção 2013Crescimento mais intenso no 4T13 devido à entrada de 4 novos sistemas de produção

Cus

to d

e Ex

traç

ãoR

$/B

arril

Produção de Óleo e LGNCusto de ExtraçãoParticipações Governamentais

¹ Capacidade de processamento equivalente à participação da Petrobras.

Cid. ParatyJun/13

» Crescimento Sustentado da Produção no 2º semestre:

• Ramp up dos sistemas que iniciaram operação no 1º semestre.

• Entrada em operação das unidades P-55, P-58, P-63, P-61/TAD (Tender Assisted Drilling) no 4º trimestre.

• Interligação, ao longo do 2º semestre, de 36 poços offshore com aproximadamente 440 mbpd de potencial de produção.

Cid. ItajaíFev/13

Cid. São PauloJan/13

Custo de Extração, Produção de Óleo e Entrada de Novas Unidades de Produção Capacidade¹: 54 mbpd

2T13: 11 mbpd



Cid. AnchietaSet/12 Capacidade:¹ 100 mbpd

2T13: 93 mbpd

Exemplo Ilustrativo

7

Desempenho Operacional no Brasil – AbastecimentoProdução de derivados, defasagem de preços, importação de derivados e exportação de óleo

Vendas de Derivados no Brasil (mbpd)

Produção de Derivados no Brasil (mbpd)

» Foco no aumento da produção de derivados que tragam maior retorno, com destaque para a gasolina (+48 mbpd) e o diesel (+16 mbpd), em detrimento de outros como a Nafta (-25 mbpd) e o Óleo Combustível (-43 mbpd).

» Produção de derivados 196 mbpd acima do 1T12, comparável à capacidade de refino do Trem 1 do COMPERJ (165 mbpd).

» Maximização da produção de diesel planejada para o 2S13.

757 785 802 785 839 855

754 782 785 784 835 782

+1%

2T13

2.138

501

1T13

2.127

453

4T12

2.010

441

3T12

2.026

439

2T12

2.008

441

1T12

1.942

431

+6%

Diesel

Gasolina

Outros

Carga Processada (mil bbl/dia) e Fator de Utilização (%)

Custo do Refino (R$/bbl)

436360337385351350

+99%+98%+97%+98%+95%+93%

2T13

2.102

1.666

1T13

2.083

1.722

4T12

1.970

1.633

3T12

1.974

1.589

2T12

1.936

1.585

1T12

1.884

1.534

Óleo Nac. + LGNÓleo Imp.FUT

» Recorde diário de processamento de petróleo: 2.200 mbpd (29 e 30/jun).

» FUT de 99% no 2T13: esforço contínuo de maior utilização das refinarias contribuiu para o aumento da carga fresca processada.

984 986 978921914864

+3%+6%

2T13

2.372

583

811

1T13

2.313

580812

4T12

2.391

610

795

3T12

2.350

569

797

2T12

2.237

557766

1T12

2.168

545759

Gasolina

Diesel

Outros

» Crescimento de 3% nas vendas no mercado interno com destaque para o diesel (+6% vs. 1T13).

» Diesel: +57 mbpd frente ao 1T13 devido à elevação sazonal das atividades industrial e agrícola.

» Gasolina: +3 mbpd frente ao 1T13 decorrentes do aumento da frota de veículos leves no Brasil.

6,376,246,987,076,256,60

2T13

+2%

1T134T123T12

+2%

2T121T12

» 2T13 x 1T13: aumento do custo unitário do refino devido à revisão atuarialdos planos de pensão e saúde, parcialmente compensado pela elevação dacarga fresca processada (+1%) e pelos resultados do PROCOP.

» Principais alavancas do PROCOP que contribuíram para a otimização doCusto de Refino: padronização do escopo de manutenção do refino; eaumento da produtividade energética.

+11%

+2%

+6%

+196 mbpd

8

Comparação entre Preço Doméstico e InternacionalNo 2T13, a defasagem dos preços dos derivados foi a menor desde jan/2012

Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**

A queda da defasagem no 2T13 foi fruto dos reajustes do diesel (30/jan, 06/mar) e da gasolina (30/jan) e da queda dos preçosinternacionais. A depreciação do Real na segunda metade do trimestre prejudicou a convergência aos preços internacionais.

Importação de DieselImportação de Gasolina

Preç

os (R

$/bb

l)

* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível).** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima.

Volumes Im

portados (Mil bbl / d)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

100

120

140

160

180

200

220

240

260

jun/

12

jan/

12

out/1

2

ago/

12

mai

/12

jul/1

2

set/1

2

abr/1

2

mar

/12

fev/

12

jun/

13

mai

/13

abr/

13

mar

/13

fev/

13

jan/

13

dez/

12

nov/

12

Preço Médio de Venda Brasil25/Jun

Reajustes

16/Jul

20132012

Reajustes

30/Jan+5,4% diesel

+6,6% gasolina

06/Mar+5% diesel

2T13 x 2T12Gasolina: -31 mbpdDiesel: -127 mbpd

• Aumentos dos Preços de Venda• Queda dos Preços Internacionais• Redução das Importações

Preço Médio de Vendas Golfo Americano

Perdas de Resultado

9

Balança de Líquidos: Petróleo e DerivadosAumento da produção nacional melhora o saldo da balança do 2T13 frente ao 1T13

Melhora no saldo líquido da balança no 2T13 em função da menor importação de derivados (-115 mbpd) decorrente doaumento na produção nacional de Gasolina (+48 mbpd) e Diesel (+16 mbpd).

» Queda de 31% na importação de derivados (2T13 vs. 1T13), apesar da elevação das vendas (+3%), puxada pela redução no diesel e nagasolina (-66%):

» Menor importação de Gasolina (-75%) devido ao aumento da produção nacional e à elevação do teor de etanol na mistura.» Menor importação de Diesel (-64%) devido ao aumento da produção nacional associada à redução de estoque formado no 1T13.

» Redução das exportações de petróleo pesado para formação de estoques com petróleo doméstico.» Menor importação de petróleo leve devido a utilização de estoques formados em período anterior.» Projeção de maior patamar de importações de diesel e gasolina no segundo semestre em função do aumento sazonal das vendas e da menor

produção doméstica devido a paradas programadas.» Lucro Líquido da área de Abastecimento: -R$ 2,5 bilhões no 2T13 x -R$ 4,2 bilhões no 1T13.

Saldo Líquido Exportação Importação

mbp

d

68188195 135244

383731

341

2T13

359

2T12

215

554

172 159

162

1T13

406

155

-12%

-18%

2T13

708

180

447

1T13

860

136

484

2T12

724

144

351

DieselGasolinaOutros DerivadosOCPetróleo

-35%

-2%

+105%

-180

-64-185

10

2T13

-349

-285

1T13

-454

-269

2T12

-170

-23%

Importação de Diesel e Gasolina (mbpd)

195 188

6813

-66%

2T13

81

1T13

240

52

-66%

2T12

239

44

10

Desempenho Operacional no Brasil – Gás e EnergiaBalanço de oferta e demanda de gás natural, fertilizantes e geração de energia

Geração de Energia (GWmed)Produção de Fertilizantes (mil ton)

» Fator de Utilização de 82%, maior patamar médio desde o 1T12.» Incorporação da Fábrica de Fertilizantes do Paraná (FAFEN-PR) em 01/Jun/13,

com capacidade de produção de Amônia (1.303 toneladas/dia) e de Ureia(1.975 toneladas/dia).

» Produção do 2T13 não contempla FAFEN-PR.

+43% +38%

2T13

419

231

188

1T13

304

166

138

4T12

405

221

184

3T12

417

225

192

2T12

293

156

137

1T12

455

252

203

FUT 87% 57% 80% 78% 60% 82%

1,1

2T12

4,1

2,61,3

1T12

1,90,90,8

-12%

2T13

8,2

4,2

2,10,3

1,6

1T13

9,3

4,6

2,30,6

1,9

4T12

8,8

4,9

1,80,4

1,7

3T12

3,4

2,0

Atend. ONS 98% 99% 99%99% 98% 99%

» Fornecimento de gás natural e óleo para geração de 8,2 GW médios de energiaelétrica, 14% da carga do Sistema Interligado Nacional (SIN).

» Redução de 12% na geração de energia frente ao 1T13 em função da melhoriado nível dos reservatórios das hidrelétricas.

» Geração de energia elétrica da Petrobras atingiu 4,5 GW médios.

FUT = Fator de Utilização

Uréia

Amonia

18,314,116,07,39,50,9

90,3

30,8

43,5

3T12

71,5

24,6

39,6

2T12

74,5

27,2

37,8

1T12

63,5

+21% +2%

2T13

90,1

30,4

41,4

1T13

88,1

30,7

43,3

4T12

25,5

37,0

12,110,812,412,211,712,1

+20% +2%

2T13

89,4

38,0

39,3

1T13

87,7

39,9

37,0

4T12

89,3

40,3

2T12

74,2

23,0

39,5

1T12

63,1

11,7

39,3

38,3

3T12

71,0

18,638,6

Oferta de Gás Natural (milhão m³/dia)Demanda de Gás Natural (milhão m³/dia)

GNL

Bolívia

Nacional

Abast/E&PFertilizantes

Termelétrico

Não-Termelétrico

+6%

» Demanda não-termelétrica aumentou 6% no 2T13 em função da retomada doconsumo industrial.

» Redução de 5% na demanda termelétrica frente ao 1T13 em função do menorpatamar de geração de energia elétrica a GN (-7%).

» Oferta Total de Gás Natural alcançou 90 milhões m³/dia» Menor oferta de GN Nacional (2T13 x 1T13) devido a paradas programadas para

manutenção nos campos de Manati, Mexilhão, Uruguá e Lula levou à maiorimportação de GNL.

» Lucro Líquido da área de Gás e Energia: R$ 0,6 bilhão no 2T13 x R$ 0,9 bilhão no 1T13.

11

PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Jan a Jun/13Realização de R$ 2,9 bilhões, 78% da meta anual de otimização de custos operacionais

Meta 2013: R$ 3,8 bilhões160%150%140%130%120%110%100%

10%

80%70%60%50%40%30%20%

0%

90%

Exec

ução

ope

raci

onal

(%)

Jan-Jun/13Redução de Custos Prevista: R$ 1,6 bilhão (43%)

Redução de Custos Realizada: R$ 2,9 bilhões (78%)

100%

Exploração & Produção Abastecimento

Engenharia, Tecnologia & Materiais

Corporativa& Serviços

Transpetro

Gás & Energia

ProduçãoOnshore

Administraçãoe Apoio Adm. Predial,

Viagens e Hospedagens

ProduçãoOffshore

Serviçosde Apoio

Intervençãoem Poços

Refino Logística de Óleo e Derivados

Comercialização

Suprimentose Estoque

TIC GestãoSMESLogística

de GN

Fertilizantes

PlanejadoRealização conforme planejado ou superior Risco elevado de não realização da meta anual

Pontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anual

Incorporação de metas adicionais, incluindo também as subsidiárias Liquigás, BR e PBIO, trarão economia adicional de R$ 151 milhões em 2013 e de R$ 1,9 bilhão até 2016.

12

Destaques do Resultado Financeiro do 2º Trimestre

» Elevado Lucro Operacional com expressivo aumento da Geração de Caixa.

» PRODESIN: Venda de 50% dos ativos na África, gerando ganho de R$ 1,9 bilhão, com aumento de caixa no valor de R$ 3,4 bilhões.

» Até o 2T13, desinvestimentos realizados totalizam US$ 1,8 bilhão.

» Lucro Líquido da área Internacional: R$ 2,0 bilhões no 2T13 x R$ 0,7 bilhão no 1T13.

» Captação líquida total de US$ 15,1 bilhões, com destaque para a operação de US$ 11 bilhões em global notes (mai/13).

» Extensão da contabilidade de hedge para proteção de exportações futuras:

» Perdas cambiais de R$ 8,0 bilhões, relativas a aproximadamente 70% do endividamento líquido exposto a variação cambial(final 2T13), foram contabilizadas no Patrimônio Líquido.

» Transferência para o resultado na medida em que as exportações forem realizadas.

Lucro LíquidoLucro Operacional EBITDA

-19%

+561%

+13%

+110%

+11%

+71%

R$

milh

ões

R$

milh

ões

R$

milh

ões

13

Lucro Operacional - 1T13 vs 2T13Aumento de preços dos derivados e da demanda no mercado interno

R$

milh

ões

» Houve aumento na Receita de Vendas devido ao efeito integral dos reajustes nos preços do diesel e

gasolina realizados ao longo do 1T13 e pelo aumento da demanda no mercado interno.

» O aumento do CPV é explicado pelo maior volume de vendas no mercado interno, pelo maior

processamento de óleo importado e pelas maiores importações de GNL.

» A melhora na linha de Demais Despesas/Receitas refere-se, principalmente, à venda de ativos na África.

14

Lucro Líquido - 1T13 vs 2T13 Inferior em relação ao trimestre anterior devido ao Resultado Financeiro

R$

milh

ões

» O Lucro Líquido diminuiu devido ao efeito da depreciação cambial sobre o endividamento

líquido, parcialmente compensado pelo aumento no Lucro Operacional.

» O Resultado Financeiro já contempla a menor exposição cambial decorrente da extensão da

contabilidade de hedge para exportações futuras.

» A redução dos Impostos reflete o menor lucro do período.

15

Investimentos: Realização Física em Linha com a FinanceiraAcompanhamento da Evolução Física e Financeira – Curvas S

Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 155 projetos (Curvas S): Realização física média de 98,4% e financeira de 97,7%.

R$

Bilh

ão

Investimentos: 1S12 x 1S13

Investimentos de R$ 44,1 bilhões no 1S13, 14% superior ao 1S12.Quando calculados em Dólares, Investimentos cresceram 5%.

44,138,7

+14%

1S131S12

Investimentos 1S13 por área de negócio

54%

R$ 10,7 bi35%

R$ 6,9 bi

1%1%

0%

5%6%

G&E

Internacional

Distribuição

Biocombustíveis

Corporativo

Abastecimento

E&P

16

1) Endiividamento Líquido / (EBITDA ajustado 1S13 x 2)2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)3) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)4) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias

EndividamentoCaptações realizadas a custos competitivos para financiamento do PNG 2013-17

R$ Bilhões 31/06/13 31/03/13

Endividamento de Curto Prazo 18,2 14,6

Endividamento de Longo Prazo 230,8 182,4

Endividamento Total 249,0 196,9

(-) Disponibilidades ajustadas 3 72,8 46,3

= Endividamento Líquido 176,3 150,7

US$ Bilhões

Endividamento Líquido 79,6 74,8

1,61

2,46 2,422,77

2,322,57

24%28% 28%

31% 31%34%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13

Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida 2

3

3

» Captação líquida total de US$ 15,1 bilhões

no 2T13.

» Terminamos o 2T13 com R$ 72,8 bilhões

(US$ 32,8 bilhões) de disponibilidades.

3

1

17

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