DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS

2º Trimestre de 2014

__

Teleconferência / Webcast

11 de Agosto de 2014

AVISOS

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 2014 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:

3

Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Produção Operada pela Petrobras no 2T14 foi de 2.072 mbpd

FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá)

1.850

2.400

2.350

2.300

2.250

2.200

2.150

2.100

2.050

2.000

1.950

1.900

1.996

jul-14

2.152

jun-14

2.120

mai-14

2.078

abr-14

2.019

mar-14

2.017

fev-14

2.012

jan-14

1.990

dez-13

2.029

nov-13

2.012

out-13

1.997

set-13

2.025

ago-13

1.954

jul-13

1.932

jun-13

2.024

mai-13

1.925

abr-13

1.977

mar-13

1.893

fev-13

1.957

jan-13

Mil bpd 2013: 1.977 mbpd 1T13

Média 1.948

2T13

Média 1.975

4T13

Média 2.013

2T14

Média 2.072 3T13

Média 1.969

P-58 (Parque das Baleias)

P-55 (Roncador)

P-63 (Papa-Terra)

11/Nov FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE)

FPSO Cidade de Itajaí (Baúna)

16/Fev

5/Jan 17/Mar

31/Dez Capacidade:

120 mbpd (45% Petrobras)

2013 – 24 mbpd

2T14 – 89 mbpd

Capacidade:

80 mbpd (100% Petrobras)

2013 – 36 mbpd

2T14 – 69 mbpd

Capacidade:

120 mbpd (65% Petrobras)

2013 – 15 mbpd

2T14 – 44 mbpd Capacidade:

140 mbpd (62,5% Petrobras)

2013 – 1 mbpd

2T14 – 27 mbpd

Capacidade:

180 mbpd

(100% Petrobras)

2T14 – 18 mbpd

Capacidade:

180 mbpd

(100% Petrobras)

2T14 – 38 mbpd

Produção Operada pela Petrobras

6/Jun

1T14

Média 2.006 P-62 (Roncador)

12/Mai

Capacidade:

180 mbpd

(100% Petrobras)

2T14 – 8 mbpd

4

Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Produção da Petrobras no 2T14 foi de 1.972 mbpd, +50 mbpd frente ao 1T14

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.

FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá)

2.400

2.350

2.300

2.250

2.200

2.150

2.100

2.050

2.000

1.950

1.900

1.850

2.012

jan-14

1.917

1.990

dez-13

1.964

2.029

nov-13

1.957

2.012

out-13

1.960

1.997

set-13

1.979

2.025

ago-13

1.908

1.954

jul-13

1.888

1.932

jun-13

1.979

2.024

mai-13

1.892

jul-14

2.049

2.152

jun-14

2.008

2.120

mai-14

1.975

2.078

abr-14

1.933

2.019

mar-14

1.926

2.017

fev-14

1.923 1.920

1.957 1.925

abr-13

1.924

1.977

mar-13

1.846

1.893

fev-13 jan-13

1.965

1.996

Mil bpd 2013: 1.931 mbpd 1T13

Média 1.910

2T13

Média 1.931

4T13

Média 1.960

2T14

Média 1.972 3T13

Média 1.924

P-58 (Parque das Baleias)

P-55 (Roncador)

P-63 (Papa-Terra)

11/Nov FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE)

FPSO Cidade de Itajaí (Baúna)

16/Fev

5/Jan 17/Mar

31/Dez Capacidade:

120 mbpd (45% Petrobras)

2013 – 11 mbpd

2T14 – 40 mbpd

Capacidade:

80 mbpd (100% Petrobras)

2013 – 36 mbpd

2T14 – 69 mbpd

Capacidade:

120 mbpd (65% Petrobras)

2013 – 10 mbpd

2T14 – 28 mbpd Capacidade:

140 mbpd (62,5% Petrobras)

2013 – 1 mbpd

2T14 – 17 mbpd

Capacidade:

180 mbpd

(100% Petrobras)

2T14 – 18 mbpd

Capacidade:

180 mbpd

(100% Petrobras)

2T14 – 38 mbpd

6/Jun

1T14

Média 1.922 P-62 (Roncador)

12/Mai

Capacidade:

180 mbpd

(100% Petrobras)

2T14 – 8 mbpd

Produção Operada pela Petrobras Produção da Petrobras

5

302

169

119

41153

546

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

2011 2014 2010 2013 2008 2003 2006 2007 2005 2004 2009 2012

Produção de Petróleo no Pré-Sal Recorde diário de 546 mil bpd em 13/Julho com 25 poços

Mil bpd

Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde diário alcançado em 13/07/2014

P-58

A alta produtividade dos poços do pré-sal contribuem para o menor custo de extração (CE) destes projetos.

O campo de Lula tem custo de extração de US$ 9/boe (2013), frente a um CE de US$ 14,76/boe da Petrobras.

Recordes sucessivos de produção do Pré-Sal:

18/fev: interligação do 1º poço do boião (BSR1) ao FPSO Cid. São Paulo, com 36 mbpd (melhor poço do país);

17/mar: 1º óleo da P-58;

03/abr: interligação do 2º poço ao BSR1, com 35 mbpd;

15/abr: Início da exportação de gás do FPSO Cid. São Paulo;

09/mai: interligação do 1º poço à BSR2 (FPSO Cid. Paraty), com 31 mbpd;

09/mai: concluída a instalação da BSR4, última das 4 bóias de sustentação de risers;

25/jun: Início da exportação de gás do FPSO Cid. Paraty;

28/jun: Início da exportação de gás da P-58.

FPSO Cidade de São Paulo

Capacidade: 180 mbpd

(100% Petrobras)

1T14: 2 mbpd

2T14: 38 mbpd

Capacidade: 120 mbpd (45% Petrobras)

Produção Total:

2013: 24 mbpd / 1T14: 44 mbpd / 2T14: 89 mbpd (05/01/13) (17/03/14) )

6

3T14 4T14

Média 2014: 2.075 mbpd +/- 1%

Fatores que sustentam o crescimento da produção:

Novos sistemas: P-61/TAD (4T14), FPSO Cidade de Ilhabela (4T14) e FPSO Cidade de Mangaratiba (4T14).

Interligação de 33 poços produtores no 2S14, 30 já interligados no 1S14.

- MAIOR FROTA DE PLSVs: 11 no 1T14, 13 no 2T14, 16 no 3T14 e 19 navios no 4T14.

- MAIOR PRODUTIVIDADE: de 84 km / PLSV / ano no 2T13 para 114 km / PLSV / ano no 2T14 (+36%).

- GRAU DE PRONTIDÃO: Redução do tempo não produtivo de PLSVs, de 33% do tempo no 2T13 para 31% do tempo no 2T14.

Mil bpd

2.600

2.500

2.400

2.200

2.000

2.300

2.100

1.900

1.800

0

nov-

14

set-

14

2.103

out-

14

ago-

14

jul-1

4

2.049

jun-

14

2.008

mai

-14

1.975

abr-

14

1.933

mar

-14

1.926

fev-

14

1.923

jan-

14

1.917

dez-

13

1.964

nov-

13

1.957

out-

13

1.960 se

t-13

1.979

dez-

14

1.908

jul-1

3

1.888

jun-

13

1.979

mai

-13

1.892

ago-

13

1.924

mar

-13

1.846

fev-

13

1.920

jan-

13

1.965

abr-

13

2T13

Média 1.931

3T13

Média 1.924

4T13

Média 1.960

Média 2013: 1.931 mbpd

1T13

Média 1.910

1T14

Média 1.922

P-62

Realizado

FPSO Cid. São Paulo FPSO Cid. Paraty

6/Jun

FPSO Cidade de Itajaí 16/Fev

5/Jan P-55

P-63 12/Nov

31/Dez

4º Tri

4º Tri

P-61

TAD

P-58 17/Mar

ilust

raçã

o

2T14

Média 1.972

Produção de Óleo e LGN no Brasil – Projeção 2014 Mantida a meta de crescimento da produção de 7,5% (+/- 1 p.p.)

12/Mai

* Realizado agosto (preliminar)

*

Até

09/08

Cid. Ilhabela

Cid. Mangaratiba 4º Tri

4º Tri

7

Custos da Produção de Óleo e Gás Natural no Brasil Maior produtividade assegurou a manutenção do patamar do custo de extração

2T14

Redução do custo em reais em relação ao 1T14 devido ao aumento da produção total (+2,6%), principalmente pelo ramp-up

dos novos sistemas P-58, P-55, P-62 e FPSO São Paulo. Aumento do indicador em dólar devido à valorização cambial.

11,38 13,12

12,49 12,91 13,28

15,24 14,76 15,02 14,96 14,33 14,57

14,16

9

12

15

18

13,37 13,80 14,15

2012 2013 2011

19,00 20,93 22,31 22,47 22,57

30,79 28,33 29,49

31,25 34,28 32,66 33,14 32,30

32,57

10

20

30

40

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

26,39

2014 1T14 4T13 3T13 2T13 1T13 4T12

US$/boe

2014 Projeção

R$/boe

Média: US$ 12,59 /boe Média: US$ 13,79 /boe Média: US$ 14,76 /boe +9% +7%

US$ 14,57 /boe

2012 2013 2011 2014 Projeção

Média: R$ 21,19 /boe Média: R$ 26,97 /boe Média: R$ 31,94 /boe +27% +18%

R$ 32,30 /boe

2011 2012 2013 1T14 2T14 Câmbio Médio (R$/US$) 1,67 1,96 2,16 2,37 2,23

% do Custo em US$ 18 18 32 35 33

Produção de Óleo (mbpd) 2.022 1.980 1.931 1.922 1.972

Produção Pré-Sal (mbpd) 100 138 249 299 347

Nº de UEP em Operação 121 122 124 124 125 Dias de Intervenção em

Poços (PROEF) 1.402 2.966 3.479 872 647

2T14

+3%

-3%

2T14

+2%

-4%

8

Vendas de Derivados – Brasil

Considera somente as vendas do Abastecimento

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

*

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

Mil bbl/dia +2%

855 822

483 496

146 135

245 290 284

203 208 219

857

501

125

879288102105100

+3%

2T14

2.180

1T14

2.124

2T13

2.138

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%).

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.

Diesel Gasolina GLP Nafta QAV OC Outros

978 947 999

583 601 619

233 222237

170 178 162

201 202 204

108111104

114110103

2T14 1T14

2.371

2T13

2.372 2.443

+3% +3%

5%

3%

+4,3%

+2,6%

Jul/14:

Produção: 2.236 mbpd

(500 Gasolina e 896 Diesel)

9

Processamento de Petróleo no Brasil: 12 Refinarias Recorde de Processamento: 2.172 mbpd de petróleo em junho

2.074

1.944

1.862

1.7981.7991.7651.779

1.7461.727

1.704

1.588

2.172

1.550

1.600

1.650

1.700

1.750

1.800

1.850

1.900

1.950

2.000

2.050

2.100

2.150

2.200

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2013

+228 mbpd (+12%)

2014

Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde mensal alcançado em junho/2014.

mbpd

Novos recordes de processamento no refino

Excelentes níveis de eficiência: fator de utilização de 98% no 2T14.

Novo recorde de processamento de petróleo em junho, 2.172 mil bpd, 21 mil bpd acima do anterior obtido em março de 2014.

Refinaria de Paulínia – REPLAN

A elevação expressiva do patamar de operação decorre da melhor performance obtida com a entrada em funcionamento de novas

unidades de qualidade e conversão, além da otimização dos processos de refino e da remoção de gargalos na logística.

10

Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados 2T14 x 1T14: Maior importação de petróleo e menor importação de gasolina

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.

-396-164

-285

-237

-253-64

2002001802858

13

17916668

534359

447

343638 136135159138195162

941

-417

2T13 2T14

366

1T14

359

783

2T13

708

308

1T14

-16%

2T14

-633

-349

1T14

+52%

+20%

2T13 2T14

mbp

d

-14%

+33%

+82%

Petróleo Derivados Gasolina Diesel Outros Derivados OC

Exportação Importação Saldo Líquido

Jul/14: Exportação de Óleo 321 mbpd

Importação de Óleo 193 mbpd

11

3,47 3,91 4,20

3,83

3,14 3,37

3,14 3,08 3,26

2,88 2,75 2,94 3,03

2

3

4

5

6

3,50 3,74

2012 2013 2011

5,80 6,25

7,00 6,94 6,60

6,25

6,98

6,24 6,37 6,62 6,48 6,56 6,95

4

6

8

10

4T13 1T14 2014 1T13 4T12 3T12

7,07

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

7,45

3T13 2T13

US$/bbl

R$/bbl

Média: US$ 3,86 /bbl Média: US$ 3,44 /bbl Média: US$ 3,09 /bbl -11% -10%

US$ 2,94 / bbl

2012 2013 2011 Média: R$ 6,51 /bbl Média: R$ 6,73 /bbl Média: R$ 6,67 /bbl

+3% 0% R$ 6,56 /bbl

Custo de Refino no Brasil Redução de patamar devido ao aumento da produtividade e da carga processada

2011 2012 2013 1T14 2T14

Câmbio Médio (R$/US$) 1,67 1,96 2,16 2,37 2,23

Nº de Efetivo 9.231 9.289 9.078 9.017 8.938

Carga Processada (mbpd) 1.866 1.944 2.074 2.058 2.101

FUT (%) 91 94 97 96 98

Complexidade (UEDC/d) 12,94 14,39 15,02 16,16 16,58

2T14

2T14

+7%

+1,2%

2014 Projeção

2014 Projeção

Em reais, custo unitário praticamente estável. Elevação de 7% em dólar devido à valorização cambial. Manutenção de patamar é reflexo

da otimização dos custos operacionais (PROCOP) e do aumento incremental e sustentável da carga processada (PROMEGA).

2T14

+4%

-2%

12

2T14 x 1T14

Oferta de gás ao mercado totalizou 96 milhões de m3/dia, um crescimento de 6% sobre o 1T14, puxado pela

importação de GNL para atendimento ao maior despacho termelétrico.

Geração de energia do parque da Petrobras chegou a 4,7 GW (4,1 GW no 1T14), com ganhos de margem, dado que

o preço spot de venda de energia praticamente não se alterou (em torno de R$ 650/MWh) e custo unitário do GNL

importado foi 8% menor no 2T14.

Oferta e Demanda de Gás Natural Aumento da demanda do mercado térmico no 2T14 em relação ao 1T14 e ao 2T13

39,9

milhão m³/dia

Nacional

Bolívia

GNL

Não-Termelétrico

Termelétrico

Abast/Fafens

OFERTA DEMANDA

40,2

37,0

11,7

39,3

+6% +6%

13,0

38,1 37,8 41,9

39,2 38,438,9

2,01,91,8 13,412,1

+6%

2T14

96,3

1T14

91,1

2T13

91,2

18,8 22,1

31,6 32,8 33,0

41,2 39,5 41,2

18,3

+6%

2T14

96,3

1T14

91,1

2T13

91,2

+11%

+18%

+4% +1%

Gás de Sistema*

Jul/14:

Demanda: 94,3 MM m³/d

Térmelétrico: 41,3 MM m³/d

Oferta: 94,3 MM m³/d

Nacional: 45,8 MM m³/d

13

Crescimento do Lucro Operacional no 2T14, principalmente, devido à ausência da provisão para PIDV ocorrida no 1T14.

8,87,6 +17%

1T14 2T14

R$ bilhão

Resultado 2T14 Lucro Operacional 17% superior ao 1T14.

Lucro Operacional 2T14 x 1T14

Redução dos custos unitários de importação devido à

apreciação do real

Ausência da provisão de PIDV ocorrida no 1T14

Menor volume de petróleo exportado

Menor ganho com a venda de ativos

Baixa de projetos de E&P

14

5,0

8,8

5,4

7,6

-8%

+17%

1T14 2T14

R$ bilhão

Crescimento do Lucro Operacional no 2T14, principalmente, devido à ausência da provisão para PIDV ocorrida no 1T14.

O Lucro Líquido reduziu devido ao impacto do resultado financeiro e da maior alíquota efetiva de imposto de renda.

Resultado 2T14 Lucro Operacional 17% superior ao 1T14. Queda de 8% no Lucro Líquido.

Lucro Líquido 2T14 x 1T14

Redução dos custos unitários de importação devido à

apreciação do real

Ausência da provisão de PIDV ocorrida no 1T14

Menor volume de petróleo exportado

Menor ganho com a venda de ativos

Baixa de projetos de E&P

Menor resultado financeiro devido ao aumento de

despesas com juros e redução da receita financeira

Maior alíquota efetiva de imposto de renda decorrente dos

créditos fiscais ocorridos no 1T14

15

Programas Estruturantes e impacto no Lucro Líquido Efeito positivo de R$ 3,1 bilhões no 2T14

1,6

0,3

1,21,9

5,0

R$ -3,1 bilhões (-63%)

Lucro Líquido 1T14

sem Programas

Estruturantes

PROEF PRODESIN PROCOP Lucro Líquido 2T14

Resultado 2,4 0,3 1,8

IR -0,8 - -0,6

Lucro Líquido 1,6 0,3 1,2

R$ bilhão

PROCOP (R$ 1,6 bilhão), PRODESIN (R$ 0,3 bilhão), PROEF (R$ 1,2 bilhão) impactaram positivamente o Lucro Líquido em

63% (R$ 3,1 bilhões).

Programas Estruturantes

PROCOP: Programa de Otimização de Custos Operacionais. PRODESIN: Programa de Desinvestimentos. PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional

16

3,5 3,6 3,5 3,5 3,5 3,6 3,1

R$

Milh

ões

4.057 4.696 5.060 5.1405.6915.1464.589

+1,6% +7,8%

+15,8%

1S14 2S13 1S13 2S12 1S12 2S11 1S11

2012 2013 1S14

Despesas Gerais e Administrativas Forte Desaceleração da Taxa de Crescimento devido ao PROCOP e ao PIDV

2011

1.554 1.587

+1,6%

Petrobras

Holding

Outras

Empresas

do Sistema

1S14

5.140

3.552 (69%)

1S13

5.060

3.507 (69%)

% da

Receita

1S14

3,552

+1%

Personnel

1,661

(47%)

1S13

1,891

(53%)

3,507

1,856

(53%)

1,651

(47%)

Tip

o d

e

Gas

to

Processamento de Dados, Serviços, Aluguéis, Treinamento, Consultoria e Depreciação

Viagens aéreas

Transporte terrestre

Gestão predial

TIC

Evolução de 2011 a 2014

Sistema Petrobras

Holding

Iniciativas do PROCOP

PIDV: Desligamento de 581

empregados de Abr/14 à Jun/14

7,67,98,28,28,38,28,2

jan-14 abr-14 dez-13 mai-14

-7%

jun-14 mar-14 fev-14

mil emp.

17

4,00 3,94

39% 40%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

1,5

2,5

3,5

4,5

1T14 2T14

Endividamento Líquido / EBITDA ¹Endividamento Líquido / Capitalização Líquida ²

ALA

VA

NC

AG

EM

EL/

EB

ITD

A

Indicadores Financeiros

Manutenção do Endividamento Total

Redução das disponibilidades em função dos

investimentos efetuados no período e do

pagamento de dividendos aos acionistas

Alavancagem se mantém no patamar de 40%

EL/EBITDA reduz de 4,00x para 3,94x devido à

diluição do provisionamento do PIDV ocorrido no

1T14

Endividamento

Indicadores de Endividamento

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

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

18

Projeções 2014

Produção de Derivados (mbpd) Melhora do perfil: mais Diesel e Gasolina no 2S14

850 840 917

491 489 520

783 823 803

+4%

2013

2.124

1S14

2.152

Diesel

Gasolina

Outros

2S14

Projeção

2.240

Produção de Petróleo (mbpd) Manutenção da meta de produção

2014

Projeção

2013

1.931

7,5% +/- 1p.p.

Oferta de Gás Natural Nacional (MM m³/dia) Maior oferta nacional com menor importação de GNL

484041

+20%

2S14

Projeção

1S14 2013

Exportação de Petróleo (mbpd) Crescimento sustentável da exportação de petróleo

250

166207

1S14 2013

+51%

2S14

Projeção

9%

6%

mbpd

mbpd

mbpd

MM m³/dia

DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS

2º Trimestre de 2014

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