Tenha uma visão geral das nossas atividades e números operacionais e financeiros, com as perspectivas de investimentos.

1. Petrobras
Update
Outubro de 2015

2. 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. 3
Objetivos do Plano de Negócios e Gestão 2015-2019
DESALAVANCAGEM GERAÇÃO DE VALOR PARA OS ACIONISTAS
Foco em rentabilidade
Disciplina 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-sal
E&P
Abastecimento,
G&E e Demais
Áreas
Manutenção das operações

4. 4
Premissas do Planejamento Financeiro
Paridade de importação
Preços dos
derivados no Brasil
Preço do Brent
US$ 54/bbl em 2015
US$ 55/bbl em 2016
Em revisão para 2017 em diante
Preço do Brent
(Médio)
Taxa de Câmbio
Nominal
(Média)
R$/US$
2015
3,28
2016
3,80
2017-2020
Em revisão
Não há previsão de emissão de novas ações

5. 5
Desinvestimentos e Reestruturações
US$ 42,6 bilhões distribuídos em:
Reestruturações de negócios
Desmobilizações de ativos
Desinvestimentos adicionais
Desinvestimentos de US$ 15,1 bilhões2015-2016
2017-2018

6. 6
Gastos Operacionais Gerenciáveis
Custos e despesas totais, excluindo matérias-primas
PNG 2015-2019
US$ 142 bilhões
14,0
(10%)
12,4
(9%)
45,8
(32%)
69,8
(49%)
G&E
Demais ÁreasAbastecimento
E&P
Maior eficiência na gestão de serviços contratados
Racionalização das estruturas e reorganização dos
negócios
Otimização dos custos de pessoal
Redução nos custos de aquisição de insumos
Redução dos custos logísticos de transporte
Ações para ganhos
de produtividade

7. 7
Investimentos
Redução 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 2015-2019
US$ 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%

8. 8
Investimentos por Segmento
89,4
(82%)
3,0
(3%) 11,3
(10%)
4,9
(5%)
Suporte Operacional
Investimentos Internacionais
Exploração
Desenvolvimento da Produção
E&P
US$ 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
Abastecimento
US$ 12,8 Bilhões
(1%)
5,0
(80%)
0,3
(5%)0,9
(14%)
Regás - GNL
Gasodutos
Plantas de Gás Química (Nitrogenados)
Energia Elétrica
G&E
US$ 6,3 Bilhões
Obs.: O montante total inclui investimentos no Comperj para recepção e tratamento de gás, manutenção de equipamentos, dentre outros.

9. 9
Ajustes do Plano de Negócio e Gestão 2015-2019
27
28
19
25
20162015
-10,7%
-29,6%
AtualPNG 2015-2019
27
30
21
29
20162015
-22,2%
-3,3%
CAPEX
(US$ Billion)
Gastos Operacionais Gerenciáveis
(US$ Billion)

10. 10
Mercado de Derivados
842
1.032 1.032
1.189
402
573 587
608
897
990 1.008
1.054
2.6272.596
2015
2.141
2010 2014
2.851
2020
Mil bpd
Outros Gasolina Diesel
5,0%
a.a.
1,6%
a.a.

11. 11
Abastecimento
Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados
(mil bpd)
170
415
330
-178
344
447
291
152
-281
166
-245
1S15
-125
53
1S14
-526
1S15
621
1S14
862
1S15
496
1S14
336
Derivados
Petróleo
Exportação Importação Saldo Líquido
Evolução do Saldo Líquido
(mil bpd)
-27
-225
-390
-222
-633
-417
2T151T154T143T142T141T14

12. 12
Indicadores de Endividamento
4,1
4,8 4,8
5,0
4,6
40%
43%
48%
52% 51%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
2T14 3T14 4T14 1T15 2T15
Endividamento Líquido / LTM EBITDA ajustado¹ Endividamento Líquido / Capitalização Líquida²
1) A partir do 2T15 o EBITDA ajustado utilizado no cálculo do indicador é o somatório dos últimos 12 meses
2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)

13. 13
Projeção Para Desalavancagem
Com 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

14. 14
Fluxo de Caixa 2015
US$ Bilhão
Saldo Final
2015
20
Captações
12
11
2
Rolagens
2
Desinvestimento
3
Investimento
-28
-12
-16
Juros,
Amortizações e
outros
-22
-10
-12
Geração
Operacional
26
13
13
Saldo Inicial
2015
26
3
*
*
*
*
*
* Realizado no 1S15
0,2*
*

15. 15
-
-
-
Moody’s
Petrobras Brasil
Aaa
Aa1
Aa2
Aa3
A1
A2
A3
Baa1
Baa2
Baa3
Ba1
Ba2
Ba3
B1
B2
B3
C
Aaa
Aa1
Aa2
Aa3
A1
A2
A3
Baa1
Baa2
Baa3
Ba1
Ba2
Ba3
B1
B2
B3
C
O
-
+
S&P
Petrobras Brasil
AAA
AA+
AA
AA-
A+
A
A-
BBB+
BBB
BBB-
BB+
BB
BB-
B+
B
B-
C
AAA
AA+
AA
AA-
A+
A
A-
BBB+
BBB
BBB-
BB+
BB
BB-
B+
B
B-
C
Fitch
Petrobras Brasil
AAA
AA+
AA
AA-
A+
A
A-
BBB+
BBB
BBB-
BB+
BB
BB-
B+
B
B-
C
AAA
AA+
AA
AA-
A+
A
A-
BBB+
BBB
BBB-
BB+
BB
BB-
B+
B
B-
C
-
Outlook Positivo
Outlook Estável
Outlook 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

16. Exploração & Produção
Update

17. 17
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 Reis
5 poços de produção
FPSO Cid. Paraty
5 poços de produção
FPSO Cid. São Paulo
4 poços de produção
FPSO Cid. Mangaratiba
3 poços de produção
FPSO Cid. Ilhabela
3 poços de produção
FPSO Dynamic
Producer
1 poço de produção
P-58 (*)
5 poços de produção
FPSO Capixaba (*)
2 poços de produção
FPSO Cid. Anchieta
4 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 Campos
Pré-Sal
Participação Média – 100%
259 kbbl
*Produção no pós-sal e pré-sal
FPSO Cid. São Vicente
1 poço de produção
P-20 (*)
1 production well

18. 18
ATAPU
LIBRA
BUZIOS
LULA / IRACEMA
SURURU
JÚPITER
SÉPIA
SUL DE SURURU
OESTE DE ATAPU
SUL DE LULA
CARCARÁ
CARAMBA
LAPASAPINHOÁ
NORTE DE BERBIGÃO
ITAPÚ
SUL DE SAPINHOÁ
SAGITÁRIO
BERBIGÃO
SUL DE BERBIGÃO
IRACEMA
NORTE DE SURURU
152
126
101 99
85 79
158
102
89 86
66 58
0
50
100
150
200
250
300
350
Until
2010
2011 2012 2013 2014 1Q15
Redução no tempo de perfuração
(55% do CAPEX)
Performance no Pré-Sal
Rápido crescimento da produção, baixo custo de extração e redução contínua no tempo de perfuração de poços
Redução Média
17% p.a. 9,07
14,57 14,97
Pré-Sal* Média
Petrobras
Média Majors
Custo de Extração em 2014
(US$/boe)
Dias
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 Diária
811 kbpd em 26 de Junho
ProduçãoMensalMédia
(kbpd)
Pólo do Pré-Sal na
Bacia de Santos
* Campo de Lula/Iracema

19. 19* Top 5 campos em produtividade média por poço. Fontes: Norwegian Petroleum Directorate e Bureau of Ocean Energy Management
Produtividade do Pré-Sal
Produção média acima de 30 kbpd
39
36
35 34
33
31
30
28 27
24
SPH-7
SPH-1
SPH-5
LL-27
JUB-34
RJS-681
RJS-647
SPH-8
LL-22
SPS-55
Top 10 Poços do Pré-sal - Petrobras
17
7 6 6 5
Svalin
Hyme
Gudrun
Bøyla
Knarr
Mar do Norte*
24
20
15
14 13 13 13 13 13 13
RO-158
RO-41
MLL-10
RO-66
SPS-92
RO-133
RO-8
RO-153
JUB-51
BAN-1
Top 10 Poços do Pós-Sal - Petrobras
Abr/15, Fonte: NPDMaio/15Maio/15
13
12
11 10 10
SaintMalo
Lucius
TubularBells
EastAnstey
Jack
US GoM*
Abr/15, Fonte: BOEM

20. 20
Ajustes do Organograma de Projetos Offshore - PNG 2015-2019
Alteração nas datas do 1º óleo em comparação ao PNG 2014-2018
1 ano de atraso
Rev. of Marlim
Lula Sul
Atapu Sul
Berbigão
Sépia
Búzios 1
2 anos de atraso
Lula Norte
Búzios 4
3 anos de atraso
Lula Oeste
Búzios 2
Depois de 2020
ES 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 alteração
Iracema 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

21. 21
Cronograma de Entrada das Unidades de Produção
Capacidade média de processamento de óleo de 150 kbpd e pico da produção em 2 anos
2,0
2,1 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 SURURU
FPSO Replicante
ATAPU SUL
FPSO Replicante
BÚZIOS 2
FPSO CO
BÚZIOS 4
FPSO CO
SÉPIA
REVITALIZAÇÃO
DE MARLIM 1
BÚZIOS 5
BERBIGÃO /
SURURU
FPSO Replicante
PRÉ –SAL
(CONCESSÃO)
CESSÃO
ONEROSA
PÓS -SAL
PARTILHA
A contratar
PILOTO LIBRA
LULA OESTE

22. 22
Vitória
ES
RJ
Bacia de
Campos
Parque das Baleias
Cangoá
Peroá
Canapu
Golfinho
Camarupim
Carapó
RoncadorAlbacora
Marlim
Barracuda
Garoupa
Carapicu
Xerelete
Papa-Terra
Maromba
Carataí
Pampo
Declínio Controlado da produção da Bacia de Campos
Redução de 9,9% da produção em cinco anos
1.694
1.526
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%
Participação
da Bacia de
Campos na
produção da
Petrobras no
Brasil
84% 83% 82% 79%

23. 23
Produção de Óleo, LGN e Gás Natural no Brasil e Exterior
Comparação 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

24. 24
Frota de sondas da Petrobras Offshore Rig Fleet (doméstica)
Em Julho de 2015
6 6 5 5 5 3 2 2
11 11 13 10 8
6
4 4
19 22 21 28
21
19
16
11
3
5
13
19 40
40
39
30
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
(Até Julho)
Jackup Floating (até 999 m) Foating (de 1.000 até 1.999 m) Floating (2.000 m ou mais)

25. Petrobras
Update
Agosto de 2015