Desempenho da Petrobras no 1T19 · 1 P-74 Em 02/05/19, atingimos a capacidade nominal de 150.000 bpd com 4 poços produtores Desempenho da Petrobras no 1T19 —

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P-74 Em 02/05/19, atingimos a capacidade

nominal de 150.000 bpd com 4 poços

produtores

Desempenho da Petrobras no 1T19

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MENSAGEM DO PRESIDENTE

Desde os primeiros dias do ano iniciamos a implementação de uma agenda transformacional baseada em nossos cinco pilares

estratégicos.

Consistente com a meta de concentração nos ativos em que somos donos naturais, nos quatro primeiros meses do ano nossos

desinvestimentos chegaram a US$11,3 bilhões, um recorde para a Petrobras. A transação de maior valor foi a venda de 90% da TAG

por US$ 8,6 bilhões. No futuro próximo é nossa firme intenção vender participações residuais de 10% na TAG e NTS.

No dia primeiro de maio, após adiamentos causados por problemas operacionais, finalmente foi realizado o closing da transação de

venda da refinaria texana de Pasadena para a Chevron por US$ 467 milhões. A venda de Pasadena possui alto valor simbólico para

nossa companhia pois corta definitivamente a ligação com um passado trágico.

Lançamos o teaser de venda da Liquigás, contendo restrições a empresas que já participam no mercado de distribuição de gás natural

engarrafado e em tanques. Adicionamos vários ativos ao programa de desinvestimentos, entre eles a venda integral de oito

refinarias, totalizando capacidade de 1,1 Mbd, e da PUDSA, uma rede de postos de serviços no Uruguai, e a realização de oferta

secundária de ações da BR Distribuidora.

O desinvestimento de refinarias atende a três objetivos: (a) realocação de capital de ativos de baixo retorno para investimento no

pré-sal, com alto retorno esperado; (b) liberação de recursos para servir a dívida ainda considerável da Petrobras; (c) correção de uma

anomalia, evidenciada pela concentração de 98% da capacidade de refino em um único player.

Nossos investimentos no Uruguai têm resultado em contínua destruição de valor por muitos anos. Além da venda da operação de

distribuição de combustíveis, estamos manifestando interesse firme em devolver as concessões para distribuição de gás natural.

Simultaneamente a várias iniciativas em curso, estamos promovendo mudanças na gestão da BR Distribuidora, com vistas à

maximização da geração de valor.

Com apoio do Conselho de Administração temos realizado reforma administrativa, cujo objetivo é agilizar o processo decisório e

fortalecer a accountability dos executivos da companhia. No âmbito dessas mudanças foi extinta a Diretoria Executiva de Estratégia,

com a realocação de suas gerências para outras diretorias, ficando o departamento de estratégia com reporte direto para o CEO, da

mesma forma que a gestão de portfólio.

Em contrapartida será criada a Diretoria de Relações Institucionais, encarregada do relacionamento com governos, poderes

legislativo e judiciário, órgãos de controle e de regulação, comunicação e responsabilidade social e assuntos regulatórios, que reúnem

questões muito importantes que estavam sendo tratadas de maneira fragmentada dentro da Petrobras, resultando em ineficiência

e ineficácia.

Foi estabelecida meta de corte de custos operacionais gerenciáveis de US$ 8,1 bilhões ao longo do período 2019-2023.

No momento, nos concentramos nos cortes de mais fácil implementação. Exemplos disso são a desmobilização dos dois prédios de

maior custo operacional, em São Paulo e Rio de Janeiro (Ventura), o fechamento de vários escritórios fora do Brasil, em Nova Iorque,

Cidade do México, Líbia, Angola, Nigéria, Tanzânia, Irã e Tóquio e a redução de gastos discricionários..

Embora mantido, o escritório de Houston está sofrendo significativa contração. Como resultado, será mantido somente um pequeno

contingente de pessoal e o aluguel anual passará de US$ 5,8 milhões para US$ 600 mil. Nossas operações nos EUA apresentaram

prejuízo de US$ 6,3 bilhões nos últimos cinco anos, mas depois dos desinvestimentos realizados resta apenas uma fatia de 20% na

joint venture com a Murphy Oil no Golfo do Mexico.

Lançamos um programa de demissão voluntária, com previsão de redução de gastos com pessoal de R$ 4,1 bilhões. Neste mês será

iniciado programa de ideias, em que nossos colaboradores estão sendo estimulados a sugerir iniciativas que conduzam à redução de

custos e ganhos de produtividade. As melhores ideias serão premiadas após sua implementação.

Evidentemente, o grosso do corte de custos pretendido será originado por mudanças em processos e a transformação digital, ainda

em estágio de planejamento.

Acreditamos que a redução da alavancagem financeira e do valor absoluto do endividamento, o alongamento do prazo médio de

duração e a melhoria considerável no relacionamento com o mercado global de capitais viabilizará a melhoria na percepção de risco

da Petrobras e consequente redução do custo de capital.

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A aprovação em abril de um programa de remuneração variável é um passo importante para a construção da meritocracia. Nesse

sentido, começamos a trabalhar na implementação do sistema de EVA, que a partir de 2020 será empregado para a mensuração de

performance de cada unidade operacional, para o estabelecimento de metas realistas, porém desafiadoras e servirá como base para

a remuneração variável. Nosso propósito é que cada colaborador se coloque na posição de empreendedor e busque a geração de

valor.

A segurança é uma prioridade estratégica e sempre procuraremos reforçá-la. Vamos dar início a um novo programa de treinamento

que abrangerá 180.000 pessoas, entre nossos colaboradores e de empresas contratadas.

O furto de combustíveis de nossos dutos tem crescido nos anos recentes. Estamos trabalhando ativamente para combater esse

crime, empregando nossas equipes de inteligência em estreita colaboração com as polícias e equipamentos modernos.

Estamos confiantes de que a implementação da agenda de transformação contribuirá para que a Petrobras seja uma empresa mais

forte e saudável, com capacidade de produzir considerável valor para seus acionistas.

O destaque do trimestre foi o avanço na gestão de portfólio, com o anúncio da assinatura de 3 contratos de venda de ativos no valor

de US$ 10,3 bilhões, referente a venda de 90% dos gasodutos da TAG, de 50% do campo de Tartaruga Verde e do Módulo III de

Espadarte e dos 34 campos de produção terrestres. Concluímos ainda a venda da refinaria de Pasadena por US$ 467 milhões.

Considerando as transações de desinvestimentos assinadas e as operações concluídas, o valor total de venda de ativos é de US$11,3

bilhões. Também foram aprovadas novas diretrizes de gestão de portfólio que contemplam a venda de oito refinarias totalizando

uma capacidade de processamento de 1,1 milhão de barris por dia, além da venda adicional de participação na Petrobras Distribuidora

e da venda da rede de postos no Uruguai. Com isso, a Companhia reforça o foco nos ativos em que ela é a dona natural, melhorando

a alocação de capital, o aumento do retorno sobre o capital empregado e a redução do custo de capital.

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RELATÓRIO FINANCEIRO

A principal moeda funcional do Grupo Petrobras é o Real, que é a moeda funcional da holding e de suas subsidiárias. Tendo em vista

que a moeda de apresentação do Grupo Petrobras é o dólar, os resultados das operações em Real são convertidos para o dólar usando

a taxa de conversão média do período, conforme estabelecido no IAS 21 – “The effects of the foreign exchange rates”. Portanto, tais

efeitos de conversão são incluídos na discussão quando contribuem para alterações no resultado das operações em comparação com

períodos anteriores. Para informações detalhadas sobre efeitos de conversão de moeda nas Demonstrações de Resultado da

Companhia, veja “Efeitos de conversão sobre os resultados das operações no 1T19”.

Receita de Vendas

Receita de Vendas Líquida (US$ milhões) 1T19 1T18 2019 x

2018 (%)

Exploração & Produção 11.384 12.550 (9)

Refino, Transporte e Comercialização 16.136 17.060 (5)

Gás & Energia 3.220 2.836 14

Distribuição 6.171 7.220 (15)

Outros 60 68 (12)

Eliminações (15.742) (16.776) 6

Total 21.229 22.958 (8)

A receita de vendas foi de US$ 21.229 milhões no 1T19, uma redução de 8% (US$ 1.729 milhões) comparado aos US$ 22.958 milhões

do 1T18 devido, principalmente, aos seguintes fatores:

Redução das receitas domésticas (US$ 851 milhões), principalmente devido ao:

Redução da receita de derivados (US$ 1.121 milhões), refletindo principalmente a queda do preço médio do diesel e gasolina

em dólares americanos, bem como menores vendas de gasolina devido a maior participação do etanol no mercado de

combustível. Esses efeitos foram parcialmente compensados pelo aumento no volume de diesel vendido devido às menores

importações de competidores, bem como maiores receitas com gás natural (US$ 214 milhões), acompanhando os maiores

preços domésticos.

Menor receita de exportação (US$ 211 milhões), influenciada pelos menores preços internacionais de petróleo e derivados e pelo

menor volume de exportação de derivados; e

Diminuição das receitas de operações no exterior (US$ 667 milhões) após a alienação de ativos de E & P da Petrobras America Inc.,

a venda de empresas de distribuição no Paraguai e preços internacionais menores.

Volume de Vendas - mil barris/dia 1T19 1T18 2019 x

2018

(%) Diesel 746 668 12

Gasolina 437 468 (7)

Óleo combustível 44 49 (10)

Nafta 91 97 (6)

GLP 215 218 (1)

QAV 112 107 5

Outros 157 161 (2)

Total de derivados 1.802 1.768 2

Álcoois, nitrogenados renováveis e outros 72 63 14

Gás natural 338 340 (1)

Total mercado interno 2.212 2.171 2

Exportação de petróleo, derivados e outros 677 688 (2)

Vendas das unidades internacionais 170 269 (37)

Total mercado externo 847 957 (11)

Total geral 3.059 3.128 (2)

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Custo dos Produtos Vendidos

US$ milhões 1T19 1T18

2019 x

2018 (%)

Matérias-primas, produtos para revenda, materiais e serviços contratados (7.836) (8.332) 6

Depreciação, depleção e amortização (3.140) (3.071) (2)

Participação governamental (2.398) (2.474) 3

Gastos com pessoal (843) (827) (2)

Total (14.217) (14.704) 3

O custo dos produtos vendidos foi de US$ 14.217 no 1T19, uma redução de 3% (US$ 487 milhões) comparado aos US$

14.704 milhões do 1T18, devido principalmente aos seguintes fatores:

Efeitos da conversão cambial sobre o custo médio de vendas em dólares, refletindo a depreciação do real médio e

menores custos com operações no exterior, após a alienação de ativos de E&P e a venda de empresas de distribuição

no Paraguai;

Maior participação das importações de petróleo bruto nas matérias-primas processadas e das importações de

derivados de petróleo no mix de vendas, principalmente para o diesel; e

Aumento da participação de GNL no mix de vendas, devido à maior demanda termelétrica.

Despesas Operacionais

Despesas Operacionais (US$ milhões) 1T19 1T18 2019 x

2018 (%)

Despesas com vendas e gerais e administrativas (1.713) (1.933) 11

Vendas (1.097) (1.273) 14

Materiais, serviços, aluguéis e outros (803) (959) 16

Depreciação, depleção e amortização (165) (85) (94)

Perdas de créditos esperadas (36) (130) 72

Gastos com pessoal (93) (99) 7

Gerais e administrativas (616) (660) 7

Gastos com pessoal (398) (412) 4

Materiais, serviços, aluguéis e outros (171) (208) 17

Depreciação, depleção e amortização (47) (40) (18)

Custos exploratórios para extração de óleo gás (174) (136) (28)

Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (138) (153) 10

Tributárias (103) (148) 30

Outras (despesas) receitas (1.164) (392) (197)

Total (3.292) (2.762) (19)

As despesas gerais e administrativas foram de US$ 616 milhões no 1T19, uma redução de 7% (US$ 44 milhões) em

comparação a US$ 660 milhões no 1T18, principalmente devido aos efeitos de conversão cambial que diminuíram as

despesas gerais e administrativas, refletindo a depreciação do real médio.

Os custos de exploração foram de US$ 174 milhões no 1T19, um aumento de 28% (US$ 38 milhões) comparado aos US$

136 milhões no 1T18, principalmente devido a maiores gastos exploratórios relativos a projetos sem viabilidade

comercial (US$ 42 milhões) e despesas geológicas e geofísicas (US$ 14 milhões).

Outras receitas e despesas totalizaram US$ 1.164 milhões em despesas no 1T19, um aumento de US$ 772 milhões em

comparação com as despesas de US$ 392 milhões no 1T18, principalmente devido à redução no ganho líquido na venda

e baixa de ativos, influenciado principalmente pelos ganhos, no 1T18, com a venda dos campos de Lapa e Iara (US$ 689

milhões) e pelo pagamento contingente recebido pela venda da Carcará (US$ 300 milhões), parcialmente compensados

pelo ganho, no 1T19, da venda de empresas de distribuição no Paraguai (US$ 141 milhões).

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Resultado Financeiro

US$ milhões 1T19 1T18 2019 x

2018 (%)

Receitas Financeiras 362 339 7

Receita com aplicações financeiras e títulos públicos 131 139 (6)

Outros 231 200 16

Despesas Financeiras (1.806) (1.804) −

Despesa com financiamentos (1.334) (1,627) 18

Despesas com arrendamento mercantil (335) −

Ágio na recompra de títulos 346 497 (30)

Atualização financeira da provisão de desmantelamento (209) (183) (14)

Outros (274) (491) 42

Variações monetárias e cambiais líquidas (718) (770) 7

Variações cambiais (15) (8) (88)

Reclassificação do hedge accounting (755) (820) 8

Outros 52 58 (10)

Total (2.162) (2.235) 3

A despesa financeira líquida foi de US$ 2.162 milhões no 1T19, uma redução de 3% (US$ 73 milhões) quando comparada

à despesa de US $ 2.235 milhões no 1T18, principalmente devido a

Menores juros e encargos financeiros (US$ 293 milhões) e perdas cambiais e encargos de indexação sobre a

dívida líquida (US$ 212 milhões), refletindo principalmente os efeitos da conversão cambial que reduziu os juros

e os encargos quando expressos em dólares, parcialmente compensados por despesas decorrentes de

obrigações de arrendamento, após a adoção do IFRS 16 (US$ 335 milhões).

Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras

As despesas com imposto de renda foram de US$ 565 milhões no 1T19, uma redução de 54% (US$ 654 milhões) em

comparação com US$ 1.219 milhões no 1T18, como resultado do menor lucro tributável do período. Para maiores

informações sobre as despesas com imposto de renda, ver Nota 16.3 das demonstrações financeiras consolidadas

intermediárias não auditadas da Companhia.

EBITDA Ajustado

O EBITDA ajustado consolidado atingiu US$ 7.294 milhões, 8% abaixo dos US$ 7.945 milhões registrados no 1T18 e

reflete a queda nos preços internacionais do petróleo, levando a margens de exportação menores. Também houve

redução nos preços e volumes de diesel e gasolina, além do provisionamento referente à arbitragem da Sete Brasil.

Despesa de imposto de renda

As despesas com imposto de renda foram de US$ 565 milhões no 1T19, uma redução de 54% (US$ 654 milhões) em

comparação com US$ 1.219 milhões no 1T18, como resultado do menor lucro tributável do período. Para maiores

informações sobre as despesas com imposto de renda, ver Nota 16.3 das demonstrações financeiras consolidadas

intermediárias não auditadas da Companhia.

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Adoção do IFRS 16

O IFRS 16 - Leases, que passou a vigorar a partir de exercícios iniciados em 1º de janeiro de 2019, contém princípios para identificação,

reconhecimento, mensuração, apresentação e divulgação de arrendamentos mercantis, tanto por parte de arrendatários como de

arrendadores.

Dentre as mudanças da norma, o IFRS 16 eliminou a classificação entre arrendamentos mercantis financeiros e operacionais,

passando a existir um único modelo no qual todos os arrendamentos mercantis resultam no reconhecimento de ativos referentes

aos direitos de uso dos ativos arrendados e um passivo de arrendamento.

Com a adoção do IFRS 16, a companhia deixa de reconhecer custos e despesas operacionais oriundas de contratos de arrendamento

mercantis operacionais e passa a reconhecer em sua demonstração de resultado: (i) os efeitos da depreciação dos direitos de uso dos

ativos arrendados; e (ii) a despesa financeira e a variação cambial apuradas com base nos passivos financeiros dos contratos de

arrendamento mercantil.

A companhia destaca que não adquiriu novas dívidas e não houve aquisição de novos ativos, sendo os impactos apenas normativos

e sem efeitos no caixa e equivalentes de caixa.

Em 1º de janeiro de 2019, a companhia reconheceu o valor de US$ 26.6 bilhões nos saldos de ativo imobilizado e no passivo de

arrendamento em virtude da mensuração dos ativos de direito de uso ser equivalente ao passivo de arrendamento; tais mudanças

não impactaram o seu patrimônio líquido.

Tendo em vista que suas operações de E&P são predominantemente realizadas em águas profundas e ultra profundas a Petrobras

possui um número maior de plataformas e embarcações arrendadas do que outras companhias de petróleo o que ajuda a entender

porque a dívida da Companhia foi mais impactada pela IFRS 16 do que seus peers.

A seguir, apresentamos os principais ativos de direito de uso no imobilizado e a reconciliação para os requerimentos do IFRS 16:

Ativos de direito de uso (US$ milhões)

Unidades de produção de petróleo e gás natural 12.925

Embarcações 11.996

Terrenos e edificações 1.011

Outros 643

Total 26.575

Cerca de 90% dos contratos estão concentrados no segmento de Exploração e Produção.

Compromisso de arrendamento operacional em 31 de dezembro de 2018 95.379

Compromissos relacionados a arrendamentos ainda não iniciados (54.986)

Efeito do desconto (9.980)

Arrendamento de curto prazo e outros (3.838)

Adoção inicial 26.575

Leasing financeiro (IAS 17 / CPC 06) incluído no balanço de 31 de dezembro de 2018 185

Passivo de arrendamento em 1 de Janeiro de 2019 26.760

Considerando que a companhia adotou o método de abordagem de efeito cumulativo, os passivos de arrendamento foram

mensurados ao valor presente dos pagamentos de arrendamento remanescentes, utilizando como taxas de desconto, taxas

incrementais sobre empréstimos da companhia na data de adoção inicial, determinadas principalmente pelas taxas de captação

corporativa (obtidas pelos yields dos Bonds emitidos pela companhia), ajustadas por prazo, moeda, ambiente econômico do país de

operação da arrendatária e efeitos de garantias similares.

A taxa média de juros incremental dos passivos de arrendamento na adoção inicial foi de 6,06%.

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Investimentos

Para os valores de investimentos (CAPEX) apresentados nesta sessão do relatório, não é aplicável a norma contábil internacional

IFRS16.

Do total de investimentos no 1T19, 77% correspondem a investimentos de capital, ou seja, investimentos com o objetivo principal de

aumentar a capacidade de ativos existentes, implantar novos ativos de produção, escoamento e armazenagem, aumentar eficiência

ou rentabilidade do ativo, e implantar infraestrutura essencial para viabilizar outros projetos de investimento de capital. Incluem

investimentos em atividades exploratórias.

No segmento de Exploração e Produção, os investimentos no 1T19 totalizaram US$ 1.975 milhões e concentraram-se,

principalmente, nas atividades relativas ao desenvolvimento da produção de novos campos de petróleo no pólo pré-sal da Bacia de

Santos, à manutenção da produção de campos antigos, à melhoria da eficiência operacional dos ativos de produção e à exploração

de novas áreas produtoras. Cabe destaque ainda, neste período, a entrada em operação de três novos sistemas de produção de óleo

e gás nos campos de Lula e Búzios, conforme previsto no Plano de Negócios e Gestão 2019-2023.

A tabela a seguir apresenta as principais informações dos novos sistemas de produção de óleo e gás:

Projeto

Início de

Operação

Projetado

Capacidade

da Plataforma

bbl/dia

Capex Total

PNG 19-23

US$ bilhões

Status

Berbigão 2019 150.000 2.6

Projeto em fase de execução com

plataforma com mais de 95% de avanço

físico.

10 poços perfurados e 5 completados

Atapu 1 2020 150.000 3.8



físico.

10 poços perfurados e 1 completado

Sépia 1 2021 180.000 3.0



físico.

5 poços perfurados e 2 completados

Mero 1 2021 180.000 1.3



físico.

4 poços perfurados e 1 completado

Búzios 5 2022 150.000 3.1

Projeto em fase de execução e com

plataforma em contratação

US$ milhões 1T19 4T-2018

1T19 X

4T18 (%) 1T18

2019 x

2018 (%)

Exploração & Produção 1.958 2.700 (27) 2.757 (29)

Refino, Transporte e Comercialização 213 375 (43) 182 17

Gás e Energia 92 152 (39) 65 42

Distribuição 36 46 (22) 26 38

Outros 38 53 (28) 37 3

Total 2.337 3.326 (30) 3.067 (24)

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Gestão de Portfolio

Em 2019 concluímos a venda de 2 ativos que, juntamente com os sinais obtidos nos contratos de desinvestimento assinados, nos

possibilitaram US$ 1,2 bilhão de entradas de caixa por desinvestimento. Destacam-se a venda da refinaria de Pasadena por US$ 467

milhões e a conclusão da venda de empresas de distribuição no Paraguai, com o pagamento de US$ 381 milhões.

Quanto às assinaturas de contratos para novas vendas de ativos no mesmo período, somamos US$ 10,9 bilhões em valor total das

transações (40% da meta estabelecida no PNG19-23, desconsiderando os investimentos adicionais contemplados no Plano de

Resiliência). Este valor foi obtido ao assinarmos os contratos para a venda de 90% da TAG - detentora de cerca de 4,5 mil km de

gasodutos e 74 milhões de m3/dia de capacidade de transporte de gás natural -, de 50% do campo de Tartaruga Verde e do Módulo

III de Espadarte, de 34 campos de produção terrestres no Rio Grande do Norte, de 100% do campo de Maromba e da refinaria de

Pasadena.

Em 2019 temos até o momento US$ 11,3 bilhões em valor total de transações de desinvestimentos assinadas e concluídas,

considerando as transações assinadas em 2018 e concluídas em 2019.

Temos teaser divulgado para o processo de desinvestimento da Liquigás e Mega, e outros 14 processos de desinvestimento em fase

vinculante: Campo de Baúna, Sergipe-Alagoas Águas Profundas, UFN-III e Araucária Nitrogenados, 4 Polos de Campos em Águas

Rasas (Polos SE, CE, RN e Pampo-Enchova), 7 Polos de Campos Terrestres (Polos Miranga, Macau, Fazenda Belém, Sergipe Terra 1,

Sergipe Terra 2, Sergipe Terra 3 e Lagoa Parda).

Conforme comunicado de 08/03/2019, a Diretoria Executiva aprovou o Plano de Resiliência, que ampliou o programa de

desinvestimentos com a inclusão de novos campos maduros de petróleo e gás terrestres e em águas rasas, ativos de midstream e

downstream. Recentemente, em 26/04/2019, o Conselho de Administração aprovou novas diretrizes para a gestão do portfólio, que

contemplam a venda de oito refinarias totalizando uma capacidade de processamento de 1,1 milhão de barris por dia, além da venda

adicional de participação na Petrobras Distribuidora e da venda da rede de postos no Uruguai.

A Petrobras reforça a importância da gestão de portfólio com foco nos ativos em que ela é a dona natural, para a melhoria de sua

alocação de capital, viabilização da redução do endividamento e do custo de capital, e o consequente aumento da geração de valor

para seus acionistas..

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Liquidez e Recursos de Capital

U.S.$ million

Jan-Mar

2019 2018

Disponibilidades ajustadas* no início do período 14.982 24.404

Títulos públicos federais e time deposits acima de 3 meses no início do período (1.083) (1.885)

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 13.899 22.519

Recursos gerados pelas atividades operacionais 4.711 6.849

Recursos utilizados em atividades de investimento (1.211) 197

Investimentos em área de negócios (1.611) (3.058)

Recebimentos pela venda de ativos (desinvestimentos) (2) (7)

Investimentos em títulos e valores mobiliários 314 2.313

(=) Fluxo de caixa das atividades operacionais e de investimento (26) 728

Financiamentos líquidos 114 221

Captações 3.500 7.046

Amortizações de principal e juros (7.969) (9.437)

Amortizações de Arrendamentos 4.234 5.938

Dividendos pagos a acionistas Petrobras e a não controladores (12.203) (15.375)

Participação de acionistas não controladores (46) 37

Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa (23) (199)

Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 9.361 19.966

Títulos públicos federais e time deposits acima de 3 meses no fim do período 1.121 1.175

Disponibilidades ajustadas* no fim do período 10.482 21.141

Reconciliação do Fluxo de caixa livre

Recursos gerados pelas atividades operacionais 4.711 6.849

Investimentos em área de negócios (1.499) (2.844)

Fluxo de caixa livre* 3.212 4.005

Em 31 de março de 2019, o saldo de caixa e equivalentes de caixa era de US$ 9.361 milhões e o caixa e equivalentes de caixa ajustado

totalizavam US$ 10.442 milhões, seguindo a metodologia de estabelecimento de caixa mínimo e acesso a linhas de crédito rotativas.

Os recursos proporcionados pelas atividades operacionais geraram US$ 4.711 milhões, os pelos financiamentos foram US$ 4.234

milhões e pelos recebimentos da venda de ativos de US$ 314 milhões foram destinados ao pré-pagamentos de dívidas, aos

pagamentos de juros e principal devidos no período, e ao financiamento de investimentos nas áreas de negócio. Importante destacar

o recebimento da venda de ativos de empresas de distribuição no Paraguai.

A geração operacional de caixa foi US$ 4.711 milhões, 31% inferior ao 1T18, devido ao maior pagamento da terceira parcela do acordo

para encerramento da Class Action, em função da desvalorização do real frente ao dólar, ao pagamento do acordo para encerramento

de investigações com autoridades americanas, à venda de ativos de E&P da PAI, além das menores margens de comercialização,

compensados parcialmente por maiores volumes de vendas de derivados no mercado interno e maiores receitas com exportações,

refletindo a desvalorização do real frente ao dólar. Os investimentos nos negócios da companhia foram de US$ 1.499 milhões no

1T19, sendo 81% dos investimentos destinados para a área de exploração e produção. Estes mesmos fatores resultaram em Fluxo de

Caixa Livre* positivo de US$ 3.212 milhões no 1T19.

No primeiro trimestre de 2019, a companhia captou US$ 4.234 milhões, destacando-se: (i) a oferta de títulos no mercado internacional

de capitais (Global Notes) no valor de US$ 3 bilhões, dos quais US$ 737 milhões são referentes à reabertura do título com vencimento

em 2029 e US$ 2,2 bilhões à emissão de um novo título com vencimento em 2049; (ii) a oferta pública de debêntures no valor de US$

955 milhões.

Além disso, a Companhia pagou diversos débitos financeiros, notadamente: (i) US$ 4.186 milhões referentes à recompra de títulos

globais emitidos anteriormente pela Companhia no mercado de capitais, com prêmio líquido pago a detentores de títulos no valor de

US$ 182 milhões; (ii) pré-pagamento de empréstimos bancários no mercado doméstico e internacional, totalizando US$ 3.863

milhões; e (iii) pré-pagamento de US$ 322 milhões em financiamentos junto ao BNDES.

11

Endividamento Consolidado

US$ milhões 31.03.2019 31.12.2018 Δ % 31.03.2018

Dívida Bruta (sem IFRS 16) 78,810 84,175 (6) 109,046

Mercado Bancário 29,993 33,700 (11) 43,937

Mercado de Capitais 42,023 42,947 (2) 55,561

Bancos de Fomento 2,882 3,387 (15) 5,571

Agências de crédito a Exportação 3,658 3,881 (6) 3,670

Partes Relacionadas − − - −

Outros 254 260 (2) 307

Arrendamentos mercantis (IFRS 16) 27,197 185 14,601 229

Disponibilidades Ajustadas* 10,482 14,982 (30) 24,404

Dívida Líquida* 95,525 69,378 38 84,871

Dívida Líquida/(Dívida Líquida + Patrimônio Líquido) – Alavancagem* 56% 49% 7 51%

Taxa media dos financiamentos (% a.a.) 6.0 6.1 (1) 6.1

Dívida Líquida/TLM EBITDA ajustado 3.10 2.20 41 3.53

Dívida Líquida/FCO* 3.99 2.67 49 3.20

Dívida Bruta 106,007 84,360 26 109,275

A desalavancangem é prioridade para a Petrobras, cuja meta é reduzir o índice dívida líquida/ EBITDA ajustado para 1,5 x em 2020,

considerando os efeitos do IFRS 16. O endividamento líquido e o índice dívida líquida sobre EBITDA ajustado* aumentaram em função

da adoção do IFRS 16.

A parcela do endividamento em dólar subiu de 74% no final de 2018 para 76% em março, enquanto a parcela em reais caiu de 19%

para 17%.

Vide definição de Disponibilidades Ajustadas, Endividamento Líquido, FCO e Alavancagem no Glossário e reconciliação na seção de Reconciliação do EBITDA ajustado e FCO.

12

13

Exploração e Produção

Financeiro (US$ milhões) 1T19 1T18 2019 x

2018 (%)

Receita de vendas 11.384 12.550 (9)

Lucro bruto 4.580 5.121 (11)

Despesas operacionais (561) 263 (313)

Lucro (Prejuízo) operacional 4.019 5.384 (25)

Lucro líquido (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 2.689 3.556 (24)

EBITDA ajustado do segmento* 6.760 6.984 (3)

Margem do EBITDA do segmento (%)* 59 56 4

Capital expenditures of the segment 1.958 2.757 (29)

Brent médio (US$/bbl) 63,20 66,76 (5)

Preço de venda - Brasil

Petróleo (US$/bbl) 59,05 62,27 (5)

Lifting cost - Brasil (US$/barril)

Sem participação governamental 10,44 11,51 (9)

Com participação governamental 22,73 23,58 (4)

Participação Governamental - Brasil 2.402 2.457 (2)

Royalties 1.087 1.143 (5)

Participação Especial 1.303 1.300 −

Retenção de área 12 14 (14)

*See definition of Capital Expenditures, Adjusted EBITDA and Adjusted EBITDA Margin in Glossary and in Reconciliation in statement of Consolidated Adjusted EBITDA

by Segment.

Operacional (mboed) 1T19 4T18 1T19 X

4T18 (%) 1T18

1T19 x

1T18 (%)

Petróleo, LGN e Gás Natural - Brasil* 2.461 2.566 (4) 2.583 (5)

Petróleo e LGN (mbpd) 1.971 2.055 (4) 2.085 (6)

Terra 129 131 (2) 142 (9)

Águas Rasas 76 84 (10) 92 (17)

Pós-sal profundo e ultra profundo 730 793 (8) 888 (18)

Pré-sal 1.036 1.047 (1) 964 7

Gás Natural (mboed) 489 511 (4) 497 (1)

Petróleo, LGN e Gás Natural – exterior (mboed) 78 94 (17) 98 (20)

Total (mboed) 2.538 2.660 (5) 2.681 (5)

14

Operacional

1T19 X 1T18

A produção de óleo, LGN e gás natural, diminuiu, principalmente, em função da maior concentração de manutenções em

plataformas no primeiro trimestre de 2019 e do comissionamento dos novos sistemas do campo de Búzios, bem como

pela redução da participação da Petrobras em campos nos EUA. Tais paradas, parcialmente compensadas pelo início de

operação de três novas plataformas em 2019 (P-67, na área norte de Lula, e P-76 e P-77, no campo de Búzios), afetaram

a produção do mês de fevereiro, com reflexos adicionais na produção até a última semana de abril, a partir de quando a

produção retornou ao patamar de 2,7 MM boed.

Financeiro

1T19 x 1T18

O lifting cost em dólares sem participação governamental se reduziu em 9% devido principalmente à apreciação do dólar

sobre os gastos em reais, além dos menores gastos com intervenções em poços. Este efeito foi parcialmente

compensado pela redução da produção. Nas participações governamentais houve aumento da alíquota efetiva em Lula

e o efeito da unificação no Parques das Baleias, amenizados pela redução do Brent.

O lucro operacional reduziu, principalmente, pelo resultado positivo com a cessão de direitos das áreas de Lapa, Iara e

Carcará em 2018 e por maiores participações governamentais, compensados parcialmente pela desvalorização do real.

http://eua.ÿtais/

15

Refino, Transporte e Comercialização

Operacional 1T19 1T18 2019 x

2018 (%)

Volume de Produção* 1.740 1.678 4 Diesel 680 623 9 Gasolina 391 399 (2)

Óleo Combustível 198 181 10

Nafta 70 59 19

GLP 118 124 (5)

QAV 113 121 (7)

Outros 171 173 (1)

Volume de Vendas * 1.737 1.647 5

Diesel 698 586 19

Gasolina 385 396 (3)

Óleo combustível 45 50 (9)

Nafta 91 97 (7)

GLP 215 217 (1)

QAV 126 122 3

Outros 177 178 (1)

Indicadores Operacionais - (mil barris/dia)*

Carga de referência 2.176 2.176 −

Fator de utilização do parque de refino (%) 75 72 4

Carga fresca processada 1,638 1.569 4

Carga processada 1.674 1.623 3

Participação do óleo nacional na carga processada (%) 92 94 (2)

Exportação (importação) líquida 214 396 (46)

Importação (mil barris/dia)* 343 179 92

Petróleo 179 82 118

Diesel 70 −

Gasolina 25 3 733

Nafta 13 34 (62)

GLP 46 54 (15)

Outros derivados 10 6 67

Exportação (mil barris/dia)* 557 575 (3)

Petróleo 494 496 −

Óleo combustível 116 111 5

Outros derivados 63 79 (20)


2018 (%)


Lucro bruto 1.231 1.904 (35)

Despesas operacionais (619) (731) 15

Lucro (Prejuízo) operacional 612 1,173 (48)

Lucro líquido (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 506 943 (46)

EBITDA ajustado do segmento* 1.261 1.808 (30)

Margem do EBITDA do segmento (%)* 8 11 (3)

Custo do refino (US$/barril) - Brasil 2.59 2.96 −

Custo do refino (US$/barril) – Exterior 5.14 4.55 1

CAPEX 213 182 17

Preço derivados básicos - Mercado Interno (US$/bbl) 73,65 78,78 (7)

16

Operacional

1T19 x 1T18

Maiores vendas no mercado interno, principalmente diesel, devido à diminuição das vendas de terceiros em função das

menores margens praticadas, além do crescimento da economia no período. O aumento da produção de derivados

acompanhou o crescimento do mercado.

A exportação líquida de petróleo reduziu devido ao aumento da importação de petróleo em função da menor produção

e maior carga processada nas refinarias.

A exportação líquida de derivados reduziu, principalmente, pelo aumento da importação de derivados em função do

aumento de volume de vendas.

Financeiro

1T19 x 1T18

O lucro bruto do 1T18 foi favorecido pelo aumento dos preços de óleo e derivados no mercado internacional. Dessa

forma, a margem de comercialização de derivados e petróleo foi superior devido à formação de estoque com custos

mais baixos. Houve ainda maiores custos com a compra de gás natural para consumo nas refinarias em função de maior

processamento de óleo, compensado parcialmente pelo o maior volume de vendas de diesel no mercado interno

(aumento do market share) e pelas maiores margens de exportação de óleo.

O menor lucro operacional decorreu do menor lucro bruto, uma vez que as despesas se mantiveram em linha.

17

Gás e Energia


2018 (%)

Receita de vendas 3,220 2,836 14

Lucro bruto 916 1,038 (12)


Lucro (Prejuízo) operacional 413 244 69

Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 247 148 67

EBITDA ajustado do segmento* 592 406 46

Margem do EBITDA do segmento (%)* 18 14 4

Capex 92 65 42


2018 (%)

Disponibilidade de Térmicas - MW médio* 2.788 2.788 −

Vendas de Contratos - MW médio* 1.513 2.073 (27)

Geração de energia elétrica - MW médio* 2.406 1.966 22

Preço de liquidação das diferenças SE/CO - US$/MWh 76 60 27

Entrega de gás nacional (MM m³/dia)* 51 52 (2)

Regaseificação de Gás Natural Liquefeito (MM m³/dia)* 7 2 250

Importação de Gás Natural (MM m³/dia)* 18 23 (22)

Volume de Vendas de Gás Natural - MM m³/dia* 75 75 −

18

Operacional

1T19 x 1T18

Volume de vendas de gás natural no mesmo patamar de 2018, com aumento da demanda não termelétrica, compensado

pela menor demanda das fábricas de fertilizantes devido ao processo de hibernação. No lado da oferta, houve menor

importação de gás boliviano e maior regaseificação de GNL devido às condições vantajosas para aquisição de cargas de

GNL no mercado internacional.

Os menores índices de afluência e a queda do nível dos reservatórios no 1T19 contribuíram para o aumento da geração

de energia nesse trimestre, em comparação ao mesmo período de 2018. Essa situação está refletida no maior valor do

PLD.

Financeiro

1T19 x 1T18

O lucro bruto foi inferior devido a variação cambial atenuado pelas melhores margens de geração de energia e de

comercialização de gás natural. O lucro operacional apresentou aumento em função de menores despesas de vendas

com redução na provisão de Perda de Crédito Esperada. Em 2018 também foram registradas provisões de perdas com

processos judiciais e provisões de perdas com baixas e cancelamentos de projetos.

19

Distribuição


2018 (%)


Lucro bruto 434 485 (11)


Lucro (Prejuízo) operacional 309 167 85

Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 173 83 108

EBITDA ajustado do segmento* 201 204 (1)

Margem do EBITDA do segmento (%)* 3 3 −

Capex 36 26 38


2018 (%)

Total domestic oil products sales volumes 593 625 (5)

Diesel 279 288 (3)

Gasoline 153 170 (10)

Fuel oil 30 38 (19)

Jet fuel 53 54 (2)

Others 79 75 5

Financeiro

1T19 x 1T18

A queda no lucro bruto deve-se à redução nos volumes vendidos e variações cambiais compensadas pelo aumento das

margens médias, em linha com a estratégia da empresa de focar na rentabilidade.

O resultado operacional aumentou devido a menores despesas operacionais.

20

VI. Reconciliação do LTM EBITDA Ajustado e métrica Dívida Líquida/EBITDA Ajustado

O EBITDA é um indicador calculado como sendo o lucro líquido do período acrescido dos tributos sobre o lucro, resultado financeiro

líquido, depreciação e amortização. A Petrobras divulga o EBITDA, conforme faculta a Instrução CVM n° 527 de outubro de 2012.

Visando refletir a visão dos Administradores quanto à formação do resultado das atividades correntes da companhia, o EBITDA

também é apresentado ajustado (EBITDA Ajustado) por: resultado da participação em investimentos, impairment, resultados com

desinvestimentos e baixa de ativos, e efeitos cambiais acumulados de conversão (CTA) reclassificados para resultado.

No cálculo do EBITDA Ajustado a Companhia acrescentou, para os períodos de 2018, os ganhos e perdas cambiais resultantes das

provisões para processos judiciais em moedas estrangeiras. As provisões dos processos judiciais em moedas estrangeiras consistem,

principalmente, na parte da Petrobras do acordo da Class Action, finalizado em dezembro de 2017. Os ganhos ou perdas cambiais

sobre as provisões dos processos judiciais são apresentados em Outras Receitas e Despesas para fins contábeis, mas a Administração

não os considera como parte das atividades correntes da Companhia, assim como são similares aos efeitos cambiais apresentados

no Resultado Financeiro líquido. Não foram feitos ajustes nos períodos comparativos apresentados, pois os valores não foram

significativos.

O EBITDA Ajustado, quando refletindo o somatório dos últimos 12 meses, também representa uma alternativa da geração

operacional de caixa da companhia. Esta medida é utilizada para cálculo da métrica Dívida Líquida sobre EBITDA ajustado,

estabelecida no Plano de Negócio e Gestão (PNG 2019-2023), auxiliando avaliação da alavancagem e liquidez da companhia.

O EBITDA e EBITDA Ajustado não estão previstos nas normas internacionais de contabilidade – IFRS, e não devem

servir como base de comparação com os divulgados por outras empresas, assim como não devem ser

considerados como substitutos a qualquer outra medida calculada de acordo com o IFRS. Estas medidas devem

ser consideradas em conjunto com outras medidas e indicadores para um melhor entendimento sobre o

desempenho e condições financeiras da companhia.

EBITDA Ajustado

US$ milhões

Jan-Mar

2019 2018 (%)

Lucro líquido (Prejuízo) 1.125 2.196 (49)

Resultado Financeiro Líquido 2.162 2.235 (3)

Imposto de renda e contribuição social 565 1.219 (54)

Depreciação, depleção e amortização 3.716 3.409 9

EBITDA 7.568 9.059 (16)

Resultado de participações em investimentos (132) (158) 16

Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos - Impairment (7) 18 (139)

Realização de ajustes acumulados de conversão - CTA 34 −

Resultado com Vendas e Baixas de Ativos (*) (184) (1.005) 82

Efeito de variação cambial sobre contingências relevantes em moeda estrangeira 15 31

EBITDA Ajustado 7.294 7.945 (8)

Margem EBITDA Ajustado (%) 34 35 (1)

21

LTM EBITDA Ajustado

US$ milhões

Last twelve months (LTM) at

31.03.2019 31.12.2018 2T18 3T18 4T18 1T19

Lucro líquido (Prejuízo) 6.343 7.414 2.688 1.749 781 1.125

Resultado Financeiro Líquido 5.784 5.857 734 1.478 1.410 2.162

Imposto de renda e contribuição social 4.030 4.684 1.286 1.329 850 565

Depreciação, depleção e amortização 12.335 12.028 3.041 2.709 2.869 3.716

EBITDA 28.492 29.983 7.749 7.265 5.910 7.568

Resultado de participações em investimentos (497) (523) (86) (247) (32) (132)

Reversão/Perdas no valor de recuperação de ativos - Impairment 1.980 2.005 (49) 380 1.656 (7)

Realização de ajustes acumulados de conversão - CTA 34 − − − − 34

Resultado com vendas/baixas de ativos 402 (419) 316 63 207 (184)

Efeito de variação cambial sobre contingências relevantes em moeda

estrangeira 440 456 410 98 (83) 15

EBITDA ajustado 30.851 31.502 8.340 7.559 7.658 7.294

Imposto de renda e contribuição social (4.030) (4.684) (1.286) (1.329) (850) (565)

Perdas de crédito esperadas (3) 102 288 497 (820) 32

Variação contas a receber (538) (1.191) (1.898) (1.167) 1.316 1.211

Variação de estoques (1.269) (1.994) (1.493) (795) 646 373

Variação fornecedores 592 804 666 1.248 (692) (630)

Variação imposto de renda e contribuição social diferidos 432 764 147 100 322 (137)

Variação de impostos, taxas e contribuições (809) (312) 585 2 (1.042) (354)

Outros (1.011) 1.362 1.750 (562) 314 (2.513)

Recursos gerados pelas atividades operacionais (FCO) 24.215 26.353 7.099 5.553 6.852 4.711

22

Métrica Dívida Líquida/LTM EBITDA Ajustado

A relação dívida líquida / EBITDA ajustado é uma medida importante usada em nosso Plano 2018-2022 que apoia nossa

administração na avaliação da liquidez e alavancagem do Sistema Petrobras.

Para converter os itens que compõem esta métrica na moeda de apresentação das demonstrações financeiras da Companhia (dólares

norte-americanos), a Companhia aplicou o mesmo método de conversão cambial conforme estabelecido pelo IAS 21 - Efeitos das

mudanças nas taxas de câmbio (vide nota 2.2). às demonstrações financeiras intermediárias de 31 de dezembro de 2018). Dessa

forma, os itens ativos e passivos foram convertidos para dólares norte-americanos pela taxa de câmbio na data da demonstração da

posição financeira, e todos os itens relativos à demonstração do resultado e demonstração dos fluxos de caixa foram convertidos

pelas taxas médias vigentes em cada trimestre dos anos.

A Companhia buscou um índice baseado em nossa dívida líquida e EBITDA Ajustado calculado em reais e, dependendo dos efeitos de

conversão estrangeiros nos itens que compõem essa métrica, a Dívida Líquida / EBITDA Ajustado pode diferir significativamente ou

apresentar uma tendência diferente quando calculado em USD.

A tabela a seguir apresenta, em ambas as moedas, a conciliação dessa medida com a medida GAAP mais diretamente comparável de

acordo com o IFRS, que é neste caso o índice da dívida líquida de caixa e equivalentes de caixa / caixa líquido fornecido pelo índice de

atividades operacionais::

R$ milhões US$ milhões

03.31.2019 12.31.2018 03.31.2019 12.31.2018

Disponibilidades 36,476 53,854 9,361 13,899

Títulos públicos federais e Time Deposits (vencimento superior a 3

meses) 4,370 4,198 1,121 1,083

Disponibilidades ajustadas 40,846 58,052 10,482 14,982

Endividamento bruto de curto e longo prazo 413,078 326,876 106,007 84,360

Endividamento líquido 372,232 268,824 95,525 69,378

Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais-FCO 91,377 95,846 24,215 26,353

Imposto de renda e contribuição social (15,251) (17,078) (4,030) (4,684)

Perdas com créditos de liquidação duvidosa 1 324 (3) 102

Variação contas a receber (1,876) (4,631) (538) (1,191)

Variação de estoques (4,659) (7,206) (1,269) (1,994)

Variação fornecedores 2,325 3,343 592 804

Variação imposto de renda e contribuição social diferidos 1,640 2,787 432 764

variação de impostos, taxas e contribuições (3,186) (1,389) (809) (312)

Outros (4,188) 4,844 (1,011) 1,362

EBITDA Ajustado 116,571 114,852 30,851 31,502

Índice Endividamento bruto líquido de caixa e equivalente de caixa/FCO 4.12 2.85 3.99 2.67

Índice Dívida líquida/ EBITDA Ajustado 3.19 2.34 3.10 2.20

23

Demonstração de Resultado no exterior

US$ milhões

E&P RTC

GÁS &

ENERGIA DISTRIB. CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

Receita de vendas 37 25 9 301 − − 372

Lucro Bruto 10 23 3 20 − − 56

Lucro antes do resultado financeiro, das

participações e impostos (51) (32) 1 149 − − 67

Lucro líquido (prejuízo) atribuível aos acionistas da

Petrobras 3 (21) 4 98 − − 84

24

Efeitos da Conversão de Câmbio nos Resultados das Operações do 1T19

A principal moeda funcional do Grupo Petrobras é o real, que é a moeda funcional da controladora e de suas subsidiárias brasileiras. No entanto, a moeda de

apresentação deste relatório financeiro é o dólar norte-americano para facilitar a comparação com outras empresas de petróleo e gás. Portanto, os reais de

resultados de operações denominados em reais foram convertidos em dólares norte-americanos utilizando as taxas de câmbio médias vigentes no período.

Quando o real se valoriza em relação ao dólar americano, o efeito é geralmente aumentar tanto as receitas quanto as despesas quando expressas em dólares

americanos. Quando o real se desvaloriza em relação ao dólar americano, como ocorreu no 1T19, o efeito é geralmente reduzir tanto as receitas quanto as

despesas quando expressas em dólares americanos.

Para isolar o efeito da conversão cambial sobre os resultados das operações, a tabela abaixo apresenta uma reconciliação da demonstração do resultado com

a informação financeira em uma base de moeda constante, assumindo as mesmas taxas de câmbio entre cada trimestre para a conversão. No 1T19, os

resultados em moeda constante foram computados convertendo-se os resultados do 1T19 do real para dólares americanos, com base nas mesmas taxas de

câmbio médias utilizadas no 1T18 (3,2433).

Os valores e respectivas variações apresentados em moeda constante não são medidas de acordo com o IFRS. Nosso cálculo pode não ser comparável ao cálculo

de outras empresas e não deve ser considerado como um substituto para qualquer medida calculada de acordo com o IFRS.

Reportado

Informações financeiras em moeda

constante

Jan-Mar Jan-Mar2019

Variação Variação

U.S.$ million U.S.$ million

2019 2018

Efeitos

cambiais de

conversão

Resultados

em moeda

constante

Receita de vendas 21.229 22.958 (1.729) (8) (3.437) 24.666 1.708 7

Custo dos produtos e serviços vendidos (14.217) (14.704) 487 3 2.302 (16.519) (1.815) (12)

Lucro bruto 7.012 8.254 (1.242) (15) (1.135) 8.147 (107) (1)

Despesas de vendas (1.097) (1.273) 176 14 178 (1.275) (2) −

Despesas gerais e administrativas (616) (660) 44 7 100 (716) (56) (8)

Custos exploratórios para extração de

petróleo e gás (174) (136) (38) (28) 28 (202) (66) (49)

Custos com pesquisa e

desenvolvimento tecnológico (138) (153) 15 10 22 (160) (7) (5)

Despesas tributárias (103) (148) 45 30 17 (120) 28 19

Outras receitas e despesas (1.164) (392) (772) (197) 189 (1.353) (961) (245)

Lucro (Prejuízo) operacional 3.720 5.492 (1.772) (32) (602) 4.322 (1.170) (21)

Resultado financeiro líquido (2.162) (2.235) 73 3 350 (2.512) (277) (12)

Resultado de participações em

investimentos 132 158 (26) (16) (21) 153 (5) (3)

Lucro (prejuízo) antes dos impostos 1.690 3.415 (1.725) (51) (273) 1.963 (1.452) (43)

Imposto de renda e contribuição social (565) (1.219) 654 54 91 (656) 563 46

Lucro líquido (prejuízo) 1.125 2.196 (1.071) (49) (182) 1.307 (889) (40)

* Variação após o expurgo dos efeitos da conversão cambial entre os períodos utilizados na conversão.

25

RESUMO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS NÃO AUDITADAS

Demonstração do Resultado – Consolidado

US$ milhões

Jan-Mar

2019 2018

Receita de vendas 21.229 22.958

Custo dos produtos e serviços vendidos (14.217) (14.704)

Lucro bruto 7.012 8.254

Vendas (1.097) (1.273)

Gerais e administrativas (616) (660)

Custos exploratórios para extração de petróleo e gás (174) (136)

Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (138) (153)

Tributárias (103) (148)

Outras receitas (despesas), líquidas (1.164) (392)

(3.292) (2.762)

Lucro antes do resultado financeiro, participações e impostos 3.720 5.492

Receitas financeiras 362 339

Despesas financeiras (1.806) (1.804)

Var. monetárias e cambiais, líquidas (718) (770)

Resultado financeiro líquido (2.162) (2.235)

Resultado de participações em investimentos 132 158

Lucro (Prejuízo) antes dos impostos 1.690 3.415

Imposto de renda e contribuição social (565) (1.219)

Lucro líquido (Prejuízo) 1.125 2.196

Atribuível aos:

Acionistas Petrobras 55 51

Acionistas não controladores 1.070 2.145

26

Balanço Patrimonial – Consolidado

ATIVO US4 milhões

31.03.2019 31.03.2018

Circulante 33.517 37.062

Caixa e equivalentes de caixa 9.361 13.899

Títulos e valores mobiliários 1.121 1.083

Contas a receber, líquidas 4.962 5.746

Estoques 8.459 8.987

Impostos e contribuições 2.130 2.035

Ativos classificados como mantidos para venda 2.424 1.946

Depósitos vinculados a class action 2.862 1.881

Outros ativos circulantes 2.198 1.485

210.044 185.006

Não Circulante 22.361 22.059

Realizável a L. Prazo 5.301 5.492

Contas a receber, líquidas 52 53

Títulos e valores mobiliários 7.332 6.711

Depósitos judiciais 2.651 2.680

Imposto de renda e contribuição social diferidos 3.596 3.540

Impostos e contribuições 543 666

Adiantamento a fornecedores 2.886 2.917

Outros ativos realizáveis a longo prazo 2.891 2.759

Investimentos 182.007 157.383

Imobilizado 2.785 2.805

Intangível 243.561 222.068

PASSIVO U.S.$ million

31.03.2019 31.03.2018

Circulante 29.137 25.051

Fornecedores 5.880 6.327

Financiamentos 3.230 3.667

Arrendamentos mercantis financeiros 6.030 23

Impostos e contribuições 3.497 3.767

Dividendos propostos 1.118 1.109

Salários, férias, encargos 1.817 1.658

Planos de pensão e saúde 853 810

Provisão para processos judiciais 3.394 3.482

Passivos associados a ativos mantidos para venda 1.015 983

Acordo para encerramento de investigações − 783

Outras contas e despesas a pagar 2.303 2.442

Não Circulante 140.251 123.842

Financiamentos 75.580 80.508

Arrendamentos mercantis financeiros 21.167 162

Impostos e contribuições 543 552

Imposto de renda e contribuição social diferidos 658 654

Planos de pensão e saúde 22.124 21.940

Provisão para processos judiciais 4.096 3.923

Provisão para desmantelamento de áreas 15.095 15.133

Outras contas e despesas a pagar 988 970

Patrimônio Líquido 74.173 73.175

Capital Social realizado 107.101 107.101

Reservas de lucros e outras (34.563) (35.557)

Participação dos acionistas não controladores 1.635 1.631

Total do passivo 243.561 222.068

27

Demonstração dos Fluxos de Caixa – Consolidado

US$ milHÕES

Jan-Mar

2019 2018

Lucro líquido (prejuízo) do exercício 1.125 2.196

Ajustes para:

Despesa atuarial de planos de pensão e saúde 578 599

Resultado de participações em investidas (132) (158)

Depreciação, depleção e amortização 3.716 3.409

Perda no valor de recuperação de ativos - Impairment (7) 18

Ajuste a valor de mercado dos estoques (41) 18

Perdas de crédito esperadas 32 137

Baixa de poços secos 50 8

Resultado com vendas e baixas de ativos (184) (1.005)

Variações cambiais, monetárias e encargos financeiros não realizados e outras 2.222 2.656

Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos (137) 195

Realização do ajuste acumulado de conversão e outros resultados abrangentes 34 −

Revisão e atualização financeira de desmantelamento de áreas 209 183

Redução (aumento) de ativos

Contas a receber 1.211 558

Estoques 373 (352)

Depósitos Judiciais (680) (528)

Depósitos vinculados a Class Action (1.018) (865)

Outros ativos (519) (577)

Aumento (redução) de passivos

Fornecedores (630) (418)

Impostos, taxas e contribuições (120) 596

Imposto de renda e contribuição social pagos (234) (453)

Planos de pensão e de saúde (194) (204)

Provisão para processos judiciais 124 183

Salários, férias, encargos e participações 175 146

Outros passivos (1.242) 507

Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais 4.711 6.849

Fluxo de caixa das atividades de investimentos

Aquisições de ativos imobilizados e intangíveis (1.611) (3.058)

Adições em investimentos (2) (7)

Recebimentos pela venda de ativos (Desinvestimentos) 314 2.313

Resgate (investimentos) em títulos e valores mobiliários (*) (26) 728

Dividendos recebidos (**) 114 221

Recursos líquidos utilizados pelas atividades de investimentos (1.211) 197

Fluxo de caixa das atividades de financiamentos

Participação de acionistas não controladores (46) 37

Financiamentos e operações de mútuo, líquidos:

Captações 4.234 5.938

Amortizações de principal (9.767) (13.524)

Amortizações de juros (1.557) (1.851)

Amortizações de Arrendamentos (879) -

Recursos líquidos utilizados pelas atividades de financiamentos (8.015) (9.400)

Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa (23) (199)

Aumento (redução) de caixa e equivalentes de caixa no período (4.538) (2.553)

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 13.899 22.519

Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 9.361 19.966

28

INFORMAÇÕES POR SEGMENTO

Demonstração Consolidada do Resultado por Segmento de Negócio –1T- 2019

US$ milhões

E&P RTC

GÁS &

ENERGIA BIOCOM DISTRIB. CORP.

ELIMIN. CONSOLI

-DADO

Receita de vendas 11.384 16.136 3.220 60 6.171 − (15.742) 21.229

Intersegmentos 11.053 3.687 861 57 84 − (15.742) −

Terceiros 331 12.449 2.359 3 6.087 − − 21.229

Custo dos produtos e serviços vendidos (6.804) (14.905) (2.304) (62) (5.737) − 15.595 (14.217)

Lucro bruto 4.580 1.231 916 (2) 434 − (147) 7.012

Despesas (561) (619) (503) (4) (125) (1.471) (9) (3.292)

Vendas − (464) (422) − (202) (2) (7) (1.097)

Gerais e administrativas (71) (85) (36) (4) (54) (366) − (616)

Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (174) − − − − − − (174)

Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (94) (4) (5) − − (35) − (138)

Tributárias (21) (22) (16) (1) (8) (35) − (103)

Outras receitas (despesas), líquidas (201) (44) (24) 1 139 (1.033) (2) (1.164)

Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das

participações e impostos 4.019 612 413 (6) 309 (1.471)

(156) 3.720

Resultado financeiro líquido * − − − − − (2.162) − (2.162)

Resultado de participações em investimentos 36 93 4 (1) − − − 132

Lucro (prejuízo) antes dos impostos 4.055 705 417 (7) 309 (3.633) (156) 1.690

Imposto de renda e contribuição social (1.367) (208) (141) 2 (105) 1.201 53 (565)

Lucro líquido (prejuízo) 2.688 497 276 (5) 204 (2.432) (103) 1.125

Atribuível aos:

Acionistas da Petrobras (1) (9) 29 − 31 5 − 55

Acionistas não controladores 2.689 506 247 (5) 173 (2.437) (103) 1.070

Demonstração Consolidada do Resultado por Segmento de Negócio –1T- 2018

US$ milhões

E&P RTC

GÁS &


ELIMIN. CONSOLI

-DADO

Receita de vendas 12.550 17.060 2.836 68 7.220 − (16.776) 22.958

Intersegmentos 12.029 3.738 850 62 97 − (16.776) −

Terceiros 521 13.322 1.986 6 7.123 − − 22.958

Custo dos produtos e serviços vendidos (7.429) (15.156) (1.798) (64) (6.735) − 16.478 (14.704)

Lucro bruto 5.121 1.904 1.038 4 485 − (298) 8.254

Despesas 263 (731) (794) (6) (318) (1.166) (10) (2.762)

Vendas (22) (445) (566) − (233) 1 (8) (1.273)

Gerais e administrativas (75) (106) (38) (5) (62) (374) − (660)

Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (136) − − − − − − (136)

Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (104) (3) (4) − − (42) − (153)

Tributárias (50) (25) (11) (1) (7) (54) − (148)

Outras receitas (despesas), líquidas 650 (152) (175) − (16) (697) (2) (392)

Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das

participações e impostos

Resultado financeiro líquido * 5.384 1.173 244 (2) 167 (1.166) (308) 5.492

Resultado de participações em investimentos − − − − − (2.235) − (2.235)

Lucro (prejuízo) antes dos impostos − 137 23 (2) − − − 158

Imposto de renda e contribuição social 5.384 1.310 267 (4) 167 (3.401) (308) 3.415

Lucro líquido (prejuízo) (1.830) (399) (83) 1 (57) 1.044 105 (1.219)

Atribuível aos: 3.554 911 184 (3) 110 (2.357) (203) 2.196

Acionistas da Petrobras

Acionistas não controladores (2) (32) 36 − 27 22 − 51

Receita de vendas 3.556 943 148 (3) 83 (2.379) (203) 2.145

29

Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 1T19

US$ milhões

E&P RTC

GÁS &


ELIMIN. CONSOLI

-DADO

Plano de Pensão e Saúde (Inativos) − − − − − (380) − (380)

(Perdas)/Ganhos c/Processos Judiciais, Administrativos e

Arbitrais

(8) (16) 3 − (15) (332) − (368)

Paradas não Programadas e Gastos Pré-Operacionais (270) (10) (41) − − (1) − (322)

Resultado com Derivativos Commodities − − − − − (237) − (237)

Provisão para Programa de Remuneração Variável (43) (19) (4) − (3) (34) − (103)

Relações Institucionais e Projetos Culturais − (1) − − (3) (39) − (43)

Realização de Ajustes Acumulados de Conversão - CTA − − − − − (34) − (34)

Despesas Operacionais c/Termelétricas − − (33) − − − − (33)

Gastos com Segurança, Meio Ambiente e Saúde (6) (2) (1) − − (8) − (17)

Participação nos Lucros ou Resultados (1) (2) (1) − (3) (1) − (8)

PCE/Perdas sobre Outros Recebíveis 2 − 3 − − (1) − 4

Reversão/Perda no Valor de Recuperação de Ativos -

Impairment

73 (66) − − − − − 7

Subvenções e Assistências Governamentais 1 1 18 − − 8 − 28

Gastos/Ressarcimentos com Operações em Parcerias de E&P 50 − − − − − − 50

Resultado com Vendas e Baixas de Ativos (*) (6) 41 6 − 143 − − 184

Outras 7 30 26 1 20 26 (2) 108

(201) (44) (24) 1 139 (1,033) (2) (1,164)

Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 1T18

US$ milhões

E&P RTC

GÁS &


ELIMIN. CONSOLI

-DADO

Plano de Pensão e Saúde (Inativos) − − − − − (417) − (417)

(Perdas)/Ganhos c/Processos Judiciais, Administrativos e

Arbitrais

(25) (50) (117) − (24) (176) − (392)

Paradas não Programadas e Gastos Pré-Operacionais (201) (6) (31) − − (1) − (239)

Resultado com Derivativos Commodities − − − − − (217) − (217)

Relações Institucionais e Projetos Culturais − (1) − − (2) (32) − (35)

Despesas Operacionais c/Termelétricas − − (25) − − − − (25)

Gastos com Segurança, Meio Ambiente e Saúde (12) (4) − − − (9) − (25)

Participação nos Lucros ou Resultados (59) (29) (5) − − (46) − (139)

PCE/Perdas sobre Outros Recebíveis (2) (1) 1 − − (5) − (7)

Impairment − (18) − − − − − (18)

Gastos/Ressarcimentos com Operações em Parcerias de E&P 56 − − − − − − 56

Resultado com Vendas e Baixas de Ativos (*) 951 (1) 7 − − 48 − 1,005

PIDV (1) − − − (6) − − (7)

Recuperação de recursos – lava Jato − − − − − 1 − 1

Outros (57) (42) (5) − 16 157 (2) 67

650 (152) (175) − (16) (697) (2) (392)

* Em 2018 se refere principalmente a desinvestimentos

30

Ativo Consolidado por Segmento de Negócio – 31.03.2019

US$ milhões

E&P RTC

GÁS &


ELIMIN. CONSOLI

-DADO

Ativo 153.852 46.061 16.335 213 4.975 25.489 (3.364) 243.561

Circulante 5.263 12.239 1.960 74 2.160 15.540 (3.719) 33.517

Não circulante 148.589 33.822 14.375 139 2.815 9.949 355 210.044

Realizável a longo prazo 7.996 3.470 1.688 2 869 7.943 393 22.361

Investimentos 662 1.395 780 48 − 6 − 2.891

Imobilizado 137.870 28.798 11.665 89 1.746 1.877 (38) 182.007

Em operação 116.957 25.699 9.093 88 1.515 1.745 (38) 155.059

Em construção 20.913 3.099 2.572 1 231 132 − 26.948

Intangível 2.061 159 242 − 200 123 − 2.785

Ativo Consolidado por Segmento de Negócio – 31.12.2018

US$ milhões

E&P RTC

GÁS &


ELIMIN. CONSOLI

-DADO

Ativo 132.313 44.083 15.609 216 5.140 28.168 (3.461) 222.068

Circulante 5.324 11.964 2.027 79 2.575 18.750 (3.657) 37.062

Não circulante 126.989 32.119 13.582 137 2.565 9.418 196 185.006

Realizável a longo prazo 8.115 3.286 1.525 2 837 8.059 235 22.059

Investimentos 650 1.303 757 45 − 4 − 2.759

Imobilizado 116.153 27.356 11.057 90 1.529 1.237 (39) 157.383

Em operação 93.172 24.347 8.517 89 1.313 1.058 (39) 128.457

Em construção 22.981 3.009 2.540 1 216 179 − 28.926

Intangível 2.071 174 243 − 199 118 − 2.805

31

O EBITDA Ajustado por Segmento é uma medida de desempenho alternativa de cada segmento da Companhia. Esta medida está

sendo apresentada como uma informação suplementar aos leitores, pode não ser comparável a outras empresas e não deve ser

considerada isoladamente ou como um substituto para qualquer medida calculada de acordo com as IFRS.

Reconciliação do EBITDA Ajustado por Segmento de Negócio –1T19

US$ milhões

E&P RTC

GÁS &


ELIMIN. CONSOLI

-DADO


Resultado financeiro líquido − − − − − 2.162 − 2.162

Imposto de renda/Contribuição social 1.367 208 141 (2) 105 (1.201) (53) 565

Depreciação, depleção e amortização 2.808 624 185 1 35 63 − 3.716

EBITDA 6.863 1.329 602 (6) 344 (1.408) (156) 7.568

Resultado de participações em investimentos (36) (93) (4) 1 − − − (132)

Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -

Impairment

(73) 66 − − − − − (7)

Realização de ajustes acumulados de conversão - CTA − − − − − 34 − 34

Efeito de variação cambial sobre contingências relevantes em

moeda estrangeira

6 (41) (6) − (143) − − (184)

Resultado com vendas e baixas de ativos** − − − − − 15 − 15

EBITDA ajustado* 6.760 1.261 592 (5) 201 (1.359) (156) 7.294

Reconciliação do EBITDA Ajustado por Segmento de Negócio – 1T18

US$ milhões

E&P RTC

GÁS &


ELIMIN. CONSOLI

-DADO


Resultado financeiro líquido − − − − − 2.235 − 2.235

Imposto de renda/Contribuição social 1.830 399 83 (1) 57 (1.044) (105) 1.219

Depreciação, depleção e amortização 2.551 616 169 1 37 35 − 3.409

EBITDA 7.935 1.926 436 (3) 204 (1.131) (308) 9.059

Resultado de participações em investimentos − (137) (23) 2 − − − (158)

Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -

Impairment

− 18 − − − − − 18

Realização de ajustes acumulados de conversão - CTA − − − − − − − −

Efeito de variação cambial sobre contingências relevantes em

moeda estrangeira

(951) 1 (7) − − (48) − (1.005)

Resultado com vendas e baixas de ativos** − − − − − 31 − 31

EBITDA ajustado* 6.984 1.808 406 (1) 204 (1.148) (308) 7.945

Veja definição de EBITDA Ajustado no Glossário.

** Inclui as contas de resultado com vendas e baixas de ativos e ganhos/perdas na remensuração - participações societárias..

32

Glossário

ACL – Ambiente de Contratação Livre no sistema elétrico.

ACR - Ambiente de Contratação Regulada no sistema elétrico.

Alavancagem – Índice que mede a relação entre o Endividamento Líquido e a soma

do Endividamento Líquido e do Patrimônio Líquido. Esta métrica não está prevista

nas normas internacionais de contabilidade – IFRS e é possível que não seja

comparável com índices similares reportados por outras companhias.

ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

Carga de referência ou capacidade instalada de processamento primário – Carga

máxima sustentável de petróleo alcançada nas unidades de destilação, no final do

período, respeitando os limites de projeto dos equipamentos e os requisitos de

segurança, meio ambiente e qualidade dos produtos. É menor que a capacidade

autorizada pela ANP (inclusive autorizações temporárias) e órgãos ambientais.

Carga fresca processada – Volume diária de petróleo processado no país utilizado

para o cálculo do fator de utilização do parque de refino.

Carga processada – Volumes diário de petróleo e LGN processados no país.

Carga total processada – Volume de petróleo processado no exterior nas unidades

de destilação atmosféricas das refinarias, somado aos volumes de produtos

intermediários comprados de terceiros e utilizados como carga em outras unidades

das refinarias.

CTA – Cumulative translation adjustment. O montante acumulado de variações

cambiais reconhecido no patrimônio líquido deve ser transferido para

demonstração do resultado no momento da venda do investimento.

Disponibilidades ajustadas - Somatório de disponibilidades e investimentos em

títulos governamentais e aplicações financeiras no exterior em time deposits de

instituições financeiras de primeira linha com vencimentos superiores a 3 meses a

partir da data de aplicação, considerando a expectativa de realização desses

investimentos no curto prazo. A medida disponibilidades ajustadas não está

prevista nas normas internacionais de contabilidade, não devendo ser considerada

isoladamente ou em substituição ao caixa e equivalentes de caixa apurados em

IFRS. Além disso, não deve ser base de comparação com a de outras empresas,

contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar para avaliar

a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.

EBITDA Ajustado - Somatório do EBITDA, participações em investimentos,

impairment, ajustes acumulados de conversão – CTA, o resultado com venda e

baixa de ativos e remensuração nas participações societárias. Esta métrica não está

prevista nas normas internacionais de contabilidade – IFRS e é possível que não

seja comparável com índices similares reportados por outras companhias, contudo

a Administração acredita que é uma informação suplementar para avaliar a

rentabilidade. O EBITDA Ajustado deve ser considerado em conjunto com outras

métricas para um melhor entendimento da performance da Companhia.

Efeito do custo médio no custo dos produtos vendidos - Em função do período de

permanência dos produtos nos estoques, de 60 dias em média, o comportamento

das cotações internacionais do petróleo e derivados, bem como do câmbio sobre as

importações e as participações governamentais e outros efeitos na formação do

custo, não influenciam integralmente o custo das vendas do período, vindo a

ocorrer por completo apenas no período subsequente.

Endividamento líquido – Endividamento bruto subtraído das disponibilidades

ajustadas. Esta métrica não está prevista nas normas internacionais de

contabilidade – IFRS e não deve ser considerada isoladamente ou em substituição

ao endividamento total de longo prazo, calculado de acordo com IFRS. O cálculo do

endividamento líquido não deve ser base de comparação com o de outras

empresas, contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar

que ajuda os investidores a avaliar a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.

Entidades Estruturadas Consolidadas - Entidades que foram designadas de

modo que direitos de voto ou similares não sejam o fator determinante para a

decisão de quem controla a entidade. A Petrobras não tem participação acionária

em certas entidades estruturadas que são consolidadas nas demonstrações

contábeis da Companhia, porém o controle é determinado pelo poder que tem

sobre suas atividades operacionais relevantes. Como não há participação acionária,

o resultado oriundo de certas entidades estruturadas consolidadas é atribuível aos

acionistas não controladores na demonstração de resultado, sendo

desconsiderado do resultado atribuível aos acionistas da Petrobras.

Fator de utilização do parque de refino (%) – Relação entre a carga fresca

processada e a carga de referência.

Fluxo de caixa livre – Recursos gerados pelas atividades operacionais subtraídos

dos investimentos em áreas de negócio. A medida fluxo de caixa livre não está

prevista nas normas internacionais de contabilidade, não devendo ser considerada

isoladamente ou em substituição ao caixa e equivalentes de caixa apurados em

IFRS. Além disso, não deve ser base de comparação com o de outras empresas,

contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar para avaliar

a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.

FCO - recursos gerados pelas atividades operacionais (Fluxo de caixa operacional)

GLP – Gás liquefeito de petróleo.

GNL – Gás natural liquefeito.

Indicadores Operacionais - Indicadores utilizados para gestão dos negócios. Não

são revisados pelo auditor independente.

Investimentos total – Investimentos baseados nas premissas de custo e

metodologia financeira adotada no Plano de Negócios e Gestão, que incluem a

aquisição de ativos imobilizados e intangíveis, investimentos societários e outros

itens que não necessariamente se qualificam como fluxo de caixa usado em

atividades de investimento, principalmente despesas com geologia e geofísica,

pesquisa e desenvolvimento, gastos pré-operacionais, aquisição de imobilizado a

prazo e custos de empréstimos diretamente atribuíveis a obras em andamento.

JCP – Juros sobre Capital Próprio.

LGN – Líquido de Gás Natural.

Lifting Cost - Indicador de custo de extração de petróleo e gás natural, que

considera os gastos realizados no período.

LTM EBITDA Ajustado - Somatório dos últimos 12 meses (Last Twelve Months) do

EBITDA Ajustado. Esta métrica não está prevista nas normas internacionais de

contabilidade – IFRS e é possível que não seja comparável com índices similares

reportados por outras companhias, contudo a Administração acredita que é uma

informação suplementar para avaliar a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.

O EBITDA Ajustado deve ser considerado em conjunto com outras métricas para

um melhor entendimento da liquidez da Companhia.

LTM FCO - Somatório dos últimos 12 meses (Last Twelve Months) do FCO.

Lucro Líquido(Prejuízo) por Ação - Lucro líquido por ação calculado com base na

média ponderada da quantidade de ações.

Margem Bruta – Lucro (prejuízo) Bruto dividido pela receita de vendas.

Margem Líquida – Lucro (prejuízo) Líquido dividido pela receita de vendas.

Margem Operacional - Lucro operacional calculado com base no lucro (prejuízo)

operacional, excluindo do cálculo a baixa de gastos adicionais capitalizados

indevidamente dividido pela receita de vendas.

Margem do EBITDA Ajustado - EBITDA Ajustado dividido pela receita de vendas.

Passivo total líquido – Passivo total subtraído das disponibilidades ajustadas.

PCE – Perdas de créditos esperadas.

PLD (Preços de liquidação das diferenças) - Preços de energia elétrica no mercado

spot calculados semanalmente e ponderados por patamar de carga livre (leve,

médio e pesado), número de horas e capacidade do mercado em questão.

Preço de Venda do Petróleo no País - Média dos preços internos de transferência

do segmento de E&P para o segmento de Refino, Transporte e Comercialização.

Produção de Gás Natural no Brasil – Produção de gás natural no país, excluindo

gás liquefeito e incluindo gás reinjetado.

QAV – Querosene de aviação.

Resultado por Segmentos de Negócio – Resultados dos diferentes segmentos de

negócio da Companhia. A Petrobras é uma Companhia que opera de forma

integrada, sendo a maior parte da produção de petróleo e gás natural transferida

do segmento de Exploração e Produção para outros segmentos de negócio da

Companhia. Na apuração dos resultados por segmentos de negócio são

consideradas as transações realizadas com terceiros e entre empresas do Sistema

Petrobras, além das transferências entre segmentos de negócio valoradas por

preços internos definidos através de metodologias fundamentadas em parâmetros

de mercado. Em 28 de abril de 2016, a Assembleia Geral Extraordinária aprovou os

ajustes estatutários de acordo com a nova estrutura organizacional da companhia

e seu novo modelo de gestão e governança, com o objetivo de alinhar a organização

à nova realidade do setor de óleo e gás e priorizar a rentabilidade e disciplina de

capital.

Em 31 de março de 2019, a apresentação de informações segmentadas reflete a

estrutura de avaliação da Alta Administração em relação aos desempenhos e

alocação de recursos dos negócios.

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Desempenho da Petrobras no 1T19 · 1 P-74 Em 02/05/19, atingimos a capacidade nominal de 150.000 bpd com 4 poços produtores Desempenho da Petrobras no 1T19 —