DIVULGAÇÃO DE

RESULTADOS

1º trimestre de 2013

Teleconferência/Webcast

29 de Abril de 2013

2

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.

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.

Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

Aviso

3

Destaques no Trimestre Elevada geração de caixa

Resultados » Lucro Líquido de R$ 7.693 milhões, Lucro Operacional de R$ 9.849 milhões e EBITDA de R$ 16.231 milhões.

» Indicador Dívida Líquida/Ebitda encerrou o 1T13 em 2,32x, abaixo da meta de 2,5x.

Exploração

& Produção

» Como previsto, produção de óleo no Brasil de 1.910 mbpd (-4% vs. 4T12)

» Produção doméstica de gás natural de 400 mboed (+1% vs. 4T12).

» Produção do pré-sal das Bacias de Santos e Campos atingiu 311 mbpd em 17/abr (Parcela Petrobras: 256 mbpd).

» Início da produção dos FPSOs:

» Cid. de São Paulo (120 mbpd) em 05/jan. Produção Petrobras (45%) 25/abr: 11,3 mbpd com 1 poço. Pico

esperado em 1S14.

» Cid. de Itajaí (80 mbpd) em 16/fev. Produção Petrobras (100%) 25/abr: 24,1 mbpd com 2 poços. Pico esperado

em 2S13.

» Cid. de Paraty (120 mbpd) já se encontra em processo de ancoragem na locação. Pico esperado em 2S14.

» Até o final do ano está prevista a entrada de outras 4 novas plataformas com capacidade total de 500 mbpd.

» Contratação de 2 novos FPSOs para Lula Alto e Lula Central, no Campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos.

» Novas descobertas: Sul de Tupi e Florim em áreas da Cessão Onerosa; Sagitário no pré-sal da Bacia de Santos e

Mandarim, no pós-sal do campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos.

Abastecimento » Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias em 07/abr: 2.149 milhões de barris.

» No 1T13, 2 reajustes dos preços no diesel, totalizando +10,7%, e 1 na gasolina de +6,6%.

Gás &

Energia

» Atendimento à demanda de gás natural de 88 milhões m3/d.

» Geração de energia de 5.120 MW médios nas usinas termelétricas próprias.

Gestão » PROCOP: Resultados globais de jan-mar/13 acima do previsto, resultando em economia de R$ 1,3 bilhão.

» PROEF: Ganhos de 34 mbpd na produção de óleo e LGN no 1T13. 3

Conforme previsto, a produção de Óleo e LGN da Petrobras no 1T13 foi menor que a do 4T12: queda de 4%, atingindo 1.910

mbpd. Mantida a meta do ano, cuja produção deve ficar estável em relação a 2012.

Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Paradas programadas na Bacia de Campos impactaram a produção do trimestre

» Redução de 4% da produção no 1T13 vs 4T12 (-70 mil bpd) em função, principalmente, de:

» Paradas programadas: -23 mbpd

» Finalização de SPAs e TLDs (SS-11, P-34 e Oliva): -36 mbpd

» Declínio natural de produção (10-11% a.a.) e problemas operacionais diversos: -11 mbpd

» A meta de produção para o ano de 2013 está mantida. A produção crescerá de forma sustentada a partir de julho com a

redução das paradas programadas e o ramp-up das novas unidades de produção.

4

2.300

2.250

2.200

2.150

2.100

2.050

2.000

1.950

1.900

1.850

50

1.846

1.920

1.965

2.032

1.968 1.940

1.843

1.928 1.940 1.960

1.989 1.961

1.993

2.098 2.110

1T12 Média 2.066

1T13 Média 1.910

Mil bpd 2013 2012

4T12 Média 1.980

mar-13 fev-13 jan-13 dez-12 nov-12 out-12 set-12 ago-12 jul-12 jun-12 mai-12 abr-12 mar-12 fev-12 jan-12

5

PROEF UO-BC: Programa de Aumento da Eficiência Operacional Produção de óleo e LGN no 1T13: ganho de 14 mbpd

Média 1T13 Expectativas para 2013

» Desde o início do PROEF em Abril/2012 a eficiência operacional na UO-BC aumentou de 66% para 74% em Março/2013.

» O resultado do PROEF foi menor no 1T13 devido à maior concentração de paradas programadas com o intuito de melhorar a

eficiência operacional futura.

» PROEF UO-BC: Dispêndios totais de US$ 1 bilhão até fev/13. VPL de US$ 542 milhões.

395

431

+36 mbpd

Com

PROEF

Sem

PROEF

+7,4 p.p.

Com

PROEF

76,4

Sem

PROEF

69,0

Eficiência Operacional (%) Produção de Óleo + LGN

(mbpd)

+ 14 mbpd

Com

PROEF Sem

PROEF

+5,9 p.p.

75,7

Com

PROEF

Sem

PROEF

69,8 404

418

Eficiência Operacional (%) Produção de Óleo + LGN

(mbpd)

» Ganho de 20 mbpd no 1T13 com eficiência média de 91%.

» A expectativa de ganhos com o PROEF UO-RIO para o ano de 2013 é de 26 mbpd.

PROEF UO-RIO

6

Custo de Extração Queda na produção afetou Custo Unitário de Extração no 1T13

69,47 64,87

22,57 26,39 30,79 28,33 29,49

39,03 38,48

38,68 39,54 37,59

1T12 2T12 3T12 4T12 1T13

Custo de Extração Participações Governamentais

61,60

R$/

Bar

ril

67,87 67,08

» O custo total de extração foi marginalmente menor, com queda de 1% com relação ao 4T12.

» Contudo, houve uma elevação no custo unitário de extração no 1T13 devido, principalmente, à queda da produção de

petróleo, como consequência do aumento das paradas de manutenção.

» A redução das participações governamentais se deve a menor produção, com destaque para os campos onde há incidência de

participação especial.

7

Despesas com Prospecção e Perfuração: Brasil 18 Poços Baixados em 1T13: Nenhum no Pré-Sal

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

1T13

1.237

4T12

1.728

3T12

1.116

2T12

3.294

1T12

921

4T11

1.238

3T11

603

2T11

943

1T11

859

R$

milh

ão

2011 R$ 3.643 MM

2012 R$ 7.058 MM

Geologia, Geofísica, Poços Secos e Não Econômicos

Despesas com prospecção e perfuração no 1T13 foram inferiores às realizadas no 4T12.

97

Poços

16

Poços

41

Poços

21

Poços

19

Poços

81

Poços

1T13 R$ 1.237 MM

18

Poços

18

Poços

2013

Evento Gerador da Baixa Área Exploratória

7 Poços Secos

6 Efetivamente Secos

1 Acidente Mecânico

8 Poços Subcomerciais

3 Projetos Cancelados

4 Marítimos

4 Pós-sal

0 Pré-sal

11 Terrestres

3 Projetos Cancelados

1T13

» Expectativa de despesas de poços secos e/ou

subcomerciais para o ano de 2013 em patamar

inferior ao verificado em 2012.

8

757 785 839

431 441 453

141 86 113

95 93 98

Produção de Derivados

181

224

114

1.942 2.010

2.127

+6%

+10%

140

264

201

4T12 1T12 1T13

197

288

140

Custo de Refino Carga Processada e Utilização

6,60

6,98

6,24

Produção Nacional de Derivados Recordes de processamento de petróleo: 2.149 mbpd (07-abr), 2.137 (30-mar) e 2.125 (03-mar)

1.534 1.633 1.722

350 337

360

93% 97% 98%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

4T12 1T12 1T13 4T12 1T12 1T13

(mil bpd) (R$/barril) (mil bpd)

» Aumento de 6% (117 mbpd) na produção de derivados em relação ao 4T12, especialmente diesel, em função da maior

utilização de destilação, coque e HDT na REVAP e REPAR, e retomada das operações na destilação da REFAP.

» Redução de 11% no Custo de Refino devido aos menores gastos com manutenção de rotina, além do aumento da carga

fresca processada.

Petróleo Imp. Utilização da Capac.

Nominal (%) Petróleo Nac.

Diesel Gasolina

QAV

GLP Nafta

OC Outros

2.083 1.970

1.884

6,60 6,98

6,24

9

Vendas de Derivados no Brasil Crescimento de 7% nas vendas em comparação com o 1T12

Vendas de Derivados – Brasil

(*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários.

Em relação ao 4T12, houve redução de 3% nas vendas de derivados no mercado interno em função, principalmente, da

sazonalidade do Diesel e da Gasolina, parcialmente compensada pelo aumento nas vendas de Nafta e Óleo Combustível.

864 986 921

545

610 580

106

106 105 75

108 118

1T13

-3%

2.313

213

180

196

4T12

2.391

223

156

202

1T12

2.168

214

173

191

Mil

bb

l/d

1T13 x 4T12

1T13 x 1T12

» Diesel (+7%): Crescimento da economia e do consumo das térmicas, além

do aumento na colheita da safra de grãos de verão (milho e soja).

» Gasolina (+6%): Aumento do consumo das famílias e crescimento da frota

de veículos, além da vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol

na maioria dos estados.

+7% » Diesel (-7%): Menor demanda no 1T13 devido à menor atividade industrial

e agrícola do período (sazonalidade). Parte da redução foi compensada

pela maior demanda termelétrica.

» Gasolina (-5%): Redução devido à sazonalidade das vendas no 4T12

devido ao período de férias.

Diesel Gasolina

QAV

GLP Nafta

OC Outros*

10

100

120

140

160

180

200

220

240

260

2013

dez/1

2

set/12

mar/

12

jun/1

2

abr/

12

ago/1

2

mai/12

nov/1

2

jul/12

out/12

jan/1

1

jan/1

3

fev/1

3

mar/

13

fev/1

2

jan/1

2

dez/1

1

jun/1

1

ago/1

1

jul/11

set/11

out/11

nov/1

1

mai/11

abr/

11

mar/

11

fev/1

1

Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional Reajustes de preços nos últimos 10 meses: +21,9% no diesel e +14,9% na gasolina

Pre

ços

(R$/

bb

l)

Preço Médio de Venda Golfo Americano

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

25/Jun 16/Jul

Reajustes:

Gasolina: 7,83%

Diesel: 3,94%

Reajustes:

Gasolina: 10%

Diesel: 2%

2011 2012

Reajuste:

Diesel: 6%

05/Mar Reajuste:

Diesel: 5,0%

* 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.

30/Jan Reajustes:

Gasolina: 6,6%

Diesel: 5,4%

Preço Médio de Venda Brasil

01/Nov

1T13: 2 reajustes dos preços no diesel, totalizando +10,7%, e 1 na gasolina de +6,6%. Esses aumentos

almejam a convergência para os preços internacionais.

∆ Câmbio: 10%

Câmbio: R$ 1,82/US$

Câmbio: R$ 2,01/US$

11

Exportação Importação Saldo Líquido

A piora no saldo líquido da balança no 1T13 é em função, principalmente, de maiores importações de petróleo devido à

maior carga processada nas refinarias, e da menor produção de óleo.

mbp

d

-189 -65

-364

-185

88 131 52

167 206

188

35 29 36

-269

-429

1T12

-50

139

1T13

860

136

484

4T12

4T12

+6%

+8%

+7%

1T13

-454

806

168

301

1T12

764

151

358

1T13

406

155

215

4T12

377

112

236

1T12

714

182

497

Derivados Gasolina Diesel Outros Derivados OC Petróleo

-43% +13%

+794%

Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados Maior importação de petróleo minimizando a necessidade de derivados importados

» Menores exportações de petróleo devido à menor produção do E&P e aumento da carga processada nas refinarias, o que também

justificou a elevação das importações de petróleo leve, principalmente.

» As importações de gasolina e diesel diminuíram por causa do aumento de sua produção nas refinarias.

» A exportação de derivados aumentou, principalmente a de óleo combustível, devido à menor demanda das térmicas desde o início

de 2013.

12

39,9

Oferta e Demanda de Gás Natural Demanda termelétrica elevada

milh

ão m

³/di

a

Nacional

Bolívia

GNL

Não-Térmico

Térmico

Abast/E&P

Fertilizantes

OFERTA DEMANDA

12,1 12,5 10,8

40,2

37,0

4T12

89,4

38,6

38,3

1T12

63,1

11,7

39,3

-1%

1T13

88,0

+39%

0,9 15,9 14,1

1T13

-2%

88,1

30,7

25,5

63,5 43,3 43,6

90,2

4T12 1T12

30,7 37,1

+39%

» Demanda termelétrica permaneceu elevada e acima do consumo não-termelétrico no decorrer do 1T13 em função do maior

despacho termelétrico, dada a afluência abaixo da média histórica.

» Menor necessidade na utilização de GNL no 1T13 frente ao 4T12, em decorrência das reduções na demanda não-termelétrica

e do consumo interno.

» A geração termelétrica se manteve acima do patamar de 5 GW.

Planejado Realização conforme planejado ou superior

Risco elevado de não realização da meta anual

Pontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anual

PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Mar/13 Realização acima do previsto. Pontos de Atenção Endereçados

90%

70%

100%

80%

Exe

cuçã

o o

per

acio

nal

(%

)

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Meta 2013: R$ 3,8 bilhões

Jan-Mar/13

Redução de Custos Prevista: R$ 646 milhões (17%)

Redução de Custos Realizada: R$ 1.260 milhões (33%)

100%

Exploração & Produção Abastecimento

Engenharia,

Tecnologia

& Materiais

Corporativa

& Serviços

Transpetro

Gás & Energia

Produção

Onshore Administração

e Apoio Adm. Predial,

Viagens e

Hospedagens

Produção

Offshore

Serviços

de Apoio

Intervenção

em Poços

Refino Logística de

Óleo e Derivados

Comercialização

Suprimentos

e Estoque

TIC Gestão

SMES Logística

de GN

Fertilizantes

14

Lucro Operacional - 4T12 vs 1T13 Melhores preços e queda no CPV

R$

milh

ões

5.739 (870)

3.164 210

1.606 9.849

4T12Lucro Operacional

Receita de Vendas CPV Despesas de Vendas,Gerais e Adm.

Demais Despesas 1T13Lucro Operacional

» Houve uma redução na Receita de Vendas em função, principalmente, dos menores volumes de derivados

comercializados no mercado interno.

» A redução do CPV é explicada pela menor participação de derivados importados no mix de vendas, como

resultado da maior eficiência operacional do Refino e pela queda no consumo de derivados.

» As menores despesas são explicadas pelas menores baixas de poços secos e a ausência de impairment.

15

Lucro Líquido - 4T12 vs 1T13 Estável em relação ao trimestre anterior

R$

milh

ões

7.747

4.110

(1.398) (26)

( 2.618) (122)

7.693

4T12Lucro Líquido

Lucro Operacional ResultadoFinanceiro

Participações emInvestimentos

Impostos Lucro Atrib. aos nãoControladores

1T13Lucro Líquido

» O Lucro Líquido permaneceu estável uma vez que o aumento do Lucro Operacional foi

compensado pelo menor Resultado Financeiro e pela maior tributação sobre o lucro, ocorrida

devido à ausência de benefício fiscal gerado pelo provisionamento de juros sobre capital

próprio de R$ 2,1 bilhões no 4T12.

16

Exploração & Produção - 4T12 vs 1T13 Conforme antecipado, menor produção no período

R$

milh

ões

17.474

(277)

(2.976) (1.146)

1.388 621 15.084

4T12Resultado

Operacional

Efeito Preço naReceita

Efeito Volume naReceita

Efeito Custo Médiono CPV

Efeito Volume noCPV

DespesasOperacionais

1T13Resultado

Operacional

» O resultado operacional da área de E&P foi impactado negativamente pela menor produção de óleo no

Brasil (-4%).

» O preço do petróleo comercializado foi ligeiramente inferior.

» A redução nas Despesas Operacionais se deve, principalmente, à menor baixa de poços secos.

17

Abastecimento - 4T12 vs 1T13 Melhores preços de venda de derivados

R$

milh

ões

(8.715)

1.651

(2.440) (81)

3.378

(330) (6.537)

4T12Resultado

OperacionalEfeito Preço na

ReceitaEfeito Volume na

ReceitaEfeito Custo Médio

no CPVEfeito Volume no

CPVDespesas

Operacionais

1T13Resultado

Operacional

» A melhora do resultado operacional da área de Abastecimento é explicada pelos aumentos de

preços de diesel e gasolina e pela menor participação de derivados importados no mix de

vendas, efeito do aumento da carga fresca processada nas refinarias e à queda sazonal no

consumo de derivados.

18

Exploração e Produção

Destaques dos Segmentos – Lucro Líquido: 4T12 vs 1T13

R$ 11,5 Bi vs R$ 10,0 Bi

Abastecimento R$ -5,7 Bi vs R$ -4,2 Bi

elevação dos preços de diesel e de gasolina

menor participação de derivados importados no mix de

vendas decorrente da menor demanda do mercado

doméstico

maior produção de derivados com manutenção do perfil

de rendimento (diesel e gasolina)

Internacional R$ -0,6 Bi vs R$ 0,7 Bi

maior volume de vendas, principalmente de derivados (de

182 para 195 mbpd), e de produção de óleo e LGN (de

133 para 143 mbpd)

impairment de R$ 487 milhões no 4T12, sendo R$ 464

milhões referentes à refinaria de Pasadena, nos EUA

baixas dos poços secos Ogonga (Bloco 26 Angola),

Kabeljou (Namíbia), Mapalé e Katmandu (Colômbia),

totalizando R$ 243 milhões no 4T12. No 1T13 foram

baixados apenas valores residuais (R$ 3 milhões)

menores perdas contábeis por provisão de

desvalorização de estoques principalmente nos EUA (R$

52 milhões no 1T13 contra R$ 231 milhões no 4T12)

menor volume de produção de petróleo e LGN no Brasil

menor baixa de poços secos ou subcomerciais

menor custo de extração total

Gás & Energia R$ 0,5 Bi vs R$ 0,9 Bi

maior receita de geração em função do PLD

manutenção do patamar de volume disponibilizado de gás

nacional

maior custo de aquisição de GNL no mercado

internacional, apesar do menor volume consumido

19

Investimentos Acompanhamento da Evolução Física e Financeira – Curvas S

Investimentos de R$ 19,8 bilhões no 1T13, 10% superior ao 1T12. R

$ B

ilhão

Investimentos: 1T12 x 1T13 Investimentos 1T13 por área de negócio

Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 160 projetos (Curvas S):

realização física média de 98,9% e financeira de 97,8%.

19,818,0

1T13 1T12

+10%

54%

R$ 10,7 bi 35%

R$ 6,9 bi

1% 1%

0%

35%54%

5% 4%

Biocombustíveis

Distribuição

G&E

E&P

Corporativo

Internacional

Abastecimento

20

1) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)

2) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)

3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias

Endividamento Endividamento Líquido estável

R$ Bilhões 31/03/13 31/12/12

Endividamento de Curto Prazo 14,6 15,3

Endividamento de Longo Prazo 182,4 181,0

Endividamento Total 196,9 196,3

(-) Disponibilidades ajustadas 3 46,3 48,5

= Endividamento Líquido 150,7 147,8

US$ Bilhões

Endividamento Líquido 74,8 72,3

1,66 1,61

2,46 2,422,77

2,32

24% 24%28% 28%

31% 31%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

4T11 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13

Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida1

2

2

» O indicador Dívida Líquida/Ebitda recuou para 2,32

em função da maior geração operacional de caixa no

1T13.

DIVULGAÇÃO DE

RESULTADOS

Informações:

Relacionamento com Investidores

+55 21 3224-1510

petroinvest@petrobras.com.br