PetrobrasUpdate

Agosto de 2015

AVISOS

Esta apresentação pode 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. 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 2015 em diante são

estimativas ou metas.

Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus

relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado

por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica

e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos

alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações

da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.

3

Objetivos do Plano de Negócios e Gestão 2015-2019

DESALAVANCAGEM GERAÇÃO DE VALOR PARA OS ACIONISTAS

Foco em rentabilidadeDisciplina de capital

Reforçar a gestão de desempenho

� Alavancagem líquida abaixo de 40%� Endividamento Líquido / EBITDA

abaixo de 3,0x

Até 2018

Até 2020� Alavancagem líquida abaixo de 35%� Endividamento Líquido / EBITDA

abaixo de 2,5x

Prioridade para os projetos de produção de petróleo no Brasil, com

ênfase no pré-salE&P

Abastecimento, G&E e Demais

ÁreasManutenção das operações

4

Premissas do Planejamento Financeiro

Paridade de importaçãoPreços dos

derivados no Brasil

Preço do BrentUS$ 60/bbl em 2015 e

US$ 70/bbl no período 2016-2019

Preço do Brent(Médio)

Taxa de CâmbioNominal(Média)R$/US$

2015

3,10

2016

3,26

2017-2019

3,29

2020

3,56

Não há previsão de emissão de novas ações

5

Desinvestimentos e Reestruturações

US$ 42,6 bilhões distribuídos em:

� Reestruturações de negócios

� Desmobilizações de ativos

� Desinvestimentos adicionais

Desinvestimentos de US$ 13,7 bilhões2015-2016

2017-2018

6

InvestimentosRedução de 37% em relação ao PNG 2014-2018

* Considera apenas o portfólio para a financiabilidade (implementação + em licitação)** Inclui investimentos da Petrobras no exterior*** Inclui Distribuição

6,3(5%)

12,8(10%)

2,6(2%)

108,6(83%)

Exploração & Produção**

Gás & Energia

Abastecimento***

Outras Áreas

PNG 2015-2019US$ 130,3 Bilhões

3,2(2%)

158,1(76%)

9,1(4%)

36,4(18%)

PNG 2014-2018*US$ 206,8 Bilhões

Redução de 37%3,2

(2%)

158,1(76%)

9,1(4%)

36,4(18%)

Redução de 37%

7

Investimentos por Segmento

89,4(82%)

3,0(3%) 11,3

(10%)4,9

(5%)

Suporte Operacional

Investimentos Internacionais

Exploração

Desenvolvimento da Produção

E&PUS$ 108,6 Bilhões

1,3(10%)

1,4(11%)

8,8(69%)

1,3(10%)

Outros

Refinaria Abreu e Lima

Distribuição (BR Distribuidora)

Manutenção e Infraestrutura

AbastecimentoUS$ 12,8 Bilhões

(1%)

5,0(80%)

0,3(5%)0,9

(14%)

Regás - GNL

Gasodutos

Plantas de Gás Química (Nitrogenados)

Energia Elétrica

G&EUS$ 6,3 Bilhões

Obs.: O montante total inclui investimentos no Comperj para recepção e tratamento de gás, manutenção de equipamentos, dentre outros.

8

Mercado de Derivados

8421.032 1.032 1.189

402

573 587608

897

990 1.0081.054

2.6272.596

2015

2.141

2010 2014

2.851

2020

Mil bpd

Outros Gasolina Diesel

5,0%a.a.

1,6%a.a.

9

Projeção Para DesalavancagemCom ganhos de produtividade e desinvestimentos/reestruturações em 2017 e 2018

Dívida Líquida/EBITDAAlavancagem Líquida

50,8%

32,2%

20%

30%

40%

50%

60%

2015 2016 2017 2018 2019 2020

3,33

2,03

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

2015 2016 2017 2018 2019 2020

10

Moody’s

Petrobras Brasil

AaaAa1Aa2Aa3A1A2A3

Baa1Baa2Baa3Ba1Ba2Ba3B1B2B3C

AaaAa1Aa2Aa3A1A2A3

Baa1Baa2Baa3Ba1Ba2Ba3B1B2B3C

O

-

+

S&P

Petrobras Brasil

AAAAA+AA

AA-A+A

A-BBB+BBB

BBB-BB+BB

BB-B+B

B-C

AAAAA+AA

AA-A+A

A-BBB+BBB

BBB-BB+BB

BB-B+B

B-C

Fitch

Petrobras Brasil

AAAAA+AA

AA-A+A

A-BBB+BBB

BBB-BB+BB

BB-B+B

B-C

AAAAA+AA

AA-A+A

A-BBB+BBB

BBB-BB+BB

BB-B+B

B-C

O --

-

Outlook PositivoOutlook EstávelOutlook Negativo

O

Rating Global da Petrobras Risco Intrínseco Petrobras

Investment Grade

Non Investment Grade

Escala de Rating das Agências – Rating Autal Petrobras e Brasil

O

Exploração & ProduçãoUpdate

12

Sistemas de Produção na Camada do Pré-Sal Pico de Produção de 811 kbbl em 26 de Junho de 2015, com 40 poços. Participação da Petrobras = 586 kbbl

FPSO Cid. Angra dos Reis5 poços de produção

FPSO Cid. Paraty5 poços de produção

FPSO Cid. São Paulo4 poços de produção

FPSO Cid. Mangaratiba3 poços de produção

FPSO Cid. Ilhabela3 poços de produção

FPSO Dynamic

Producer1 poço de produção

P-58 (*)5 poços de produção

FPSO Capixaba (*)2 poços de produção

FPSO Cid. Anchieta4 poços de produção

P-48 (*)2 poços de produção

P-53 (*)4 poços de produção

TLD

Lula/Iracema

Sapinhoá

Parque das Baleias

Marlim Leste + Marlim

Bacia de Santos Pré-Sal

Participação Média – 60%327 kbbl

Bacioa de CamposPré-Sal

Participação Média – 100%259 kbbl

*Produção no pós-sal e pré-sal

FPSO Cid. São Vicente1 poço de produção

P-20 (*)1 production well

13

ATAPU

LIBRA

BUZIOS

LULA / IRACEMA

SURURU

JÚPITERSÉPIA

SUL DE SURURU

OESTE DE ATAPU

SUL DE LULA

CARCARÁ

CARAMBA

LAPASAPINHOÁ

NORTE DE BERBIGÃO

ITAPÚ

SUL DE SAPINHOÁ

SAGITÁRIO

BERBIGÃOSUL DE BERBIGÃO

IRACEMA

NORTE DE SURURU

152126

101 9985 79

158

102

89 8666 58

0

50

100

150

200

250

300

350

Until2010

2011 2012 2013 2014 1Q15

Redução no tempo de perfuração(55% do CAPEX)

Performance no Pré-SalRápido crescimento da produção, baixo custo de extração e redução contínua no tempo de perfuração de poços

Redução Média17% p.a. 9,07

14,57 14,97

Pré-Sal* MédiaPetrobras

Média Majors

Custo de Extração em 2014 (US$/boe)

Dia

s

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Produção Operada no Pré-Sal

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

PARTILHA

CESSÃO ONEROSA

CONCESSÃO

Record de Produção Diária811 kbpd em 26 de Junho

Prod

ução

Men

sal M

édia

(kbp

d)

Pólo do Pré-Sal naBacia de Santos

Breakeven = US$54/boe

* Campo de Lula/Iracema

14* Top 5 campos em produtividade média por poço. Fontes: Norwegian Petroleum Directorate e Bureau of Ocean Energy Management

Produtividade do Pré-SalProdução média acima de 30 kbpd

39

36 35 34

33 31

30 28 27

24

SPH

-7

SPH

-1

SPH

-5

LL-2

7

JUB

-34

RJS

-681

RJS

-647

SPH

-8

LL-2

2

SPS-

55

Top 10 Poços do Pré-sal - Petrobras

17

7 6 6 5

Sval

in

Hym

e

Gud

run

Bøy

la

Kna

rr

Mar do Norte*

24

20

1514 13 13 13 13 13 13

RO

-158

RO

-41

MLL

-10

RO

-66

SPS-

92

RO

-133

RO

-8

RO

-153

JUB

-51

BA

N-1

Top 10 Poços do Pós-Sal - PetrobrasAbr/15, Fonte: NPDMaio/15Maio/15

13 1211 10 10

Sain

t M

alo

Luci

us

Tub

ular

Bel

ls

East

Ans

tey

Jack

US GoM*Abr/15, Fonte: BOEM

15

Ajustes do Organograma de Projetos Offshore - PNG 2015-2019Alteração nas datas do 1º óleo em comparação ao PNG 2014-2018

1 ano de atrasoRev. of Marlim

Lula Sul

Atapu Sul

Berbigão

Sépia

Búzios 1

2 anos de atrasoLula Norte

Búzios 4

3 anos de atrasoLula Oeste

Búzios 2

Depois de 2020ES Águas Profundas

SE Águas Profundas 1

Parque das Baleias Sul

Maromba 1

Carcará

Júpiter

Espadarte 3

SE Águas Profundas 2

Rev. of Marlim 2

Itapu

Sem alteraçãoIracema Norte

Lapa

Lula Alto

Lula Central

Tartaruga Verde e

Mestiça

Lula Ext. Sul / Sul de

Lula

Búzios 3

Iara NE / Atapu Norte

Búzios 5

Libra

Pós-sal

Pré-sal

16

Cronograma de Entrada das Unidades de ProduçãoCapacidade média de processamento de óleo de 150 kbpd e pico da produção em 2 anos

2,02,1 2,2

2,8

2,1 2,1

1,4

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Produção Total de Óleo e LGN

Produção Implantados + Ramp-up + Complementares

Milhões bpd

PAPA TERRA (mar/15)

IRACEMA NORTE(3º Tri)

LULA ALTO (1º Sem)

LULA CENTRAL(1º Sem)

LAPA (2º Sem)

TLD de LIBRA (2º Sem)

LULA SUL FPSO Replicante

BÚZIOS 1 FPSO CO

BÚZIOS 3 FPSO CO

TARTARUGA VERDE E MESTIÇA

LULA EXT. SUL FPSO Replicante

LULA NORTE FPSO Replicante

ATAPU NORTE/PILOTO SURURUFPSO Replicante

ATAPU SULFPSO Replicante

BÚZIOS 2 FPSO CO

BÚZIOS 4 FPSO CO

SÉPIA

REVITALIZAÇÃO DE MARLIM 1

BÚZIOS 5

BERBIGÃO / SURURU

FPSO ReplicantePRÉ –SAL

(CONCESSÃO)

CESSÃO ONEROSA

PÓS -SAL

PARTILHA

A contratar

PILOTO LIBRA

LULA OESTE

17

Vitória

ES

RJ

Bacia de Campos

Parque das Baleias

CangoáPeroá

CanapuGolfinho

Camarupim

Carapó

RoncadorAlbacora

Marlim

Barracuda

Garoupa

Carapicu

Xerelete

Papa-Terra

Maromba

Carataí

Pampo

Declínio Controlado da produção da Bacia de CamposRedução de 9,9% da produção em cinco anos

1.6941.526

1.000

1.500

2.000

2.500

2009 2010 2011 2012 2013 2014

Produção de óleo (kbbl/d)

Brasil

Bacia de Campos

- 2,1% CAGR

100 km

86% 75%

Participaçãoda Bacia de Campos na

produção da Petrobras no

Brasil

84% 83% 82% 79%

18

Produção de Óleo, LGN e Gás Natural no Brasil e ExteriorComparação com o PNG 2014-2018

2,7 2,8 2,9

3,7

2,7

3,1 3,2

5,3

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

PNG 2015-2019 PNG 2014-2018

Milhões boed

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