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Ivan Monteiro
Presidente
ENCONTRO COM
INVESTIDORES
2018
—
Estas apresentações podem conter previsões acerca de
eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas
dos administradores da Companhia sobre condições futuras
da economia, além do setor de atuação, do desempenho e
dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os
termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende",
"planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros
termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais,
evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou
não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias
de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados
futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais
expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente
nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a
atualizar as apresentações e previsões à luz de novas
informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores
informados para 2018 em diante são estimativas ou metas.
Adicionalmente, esta apresentação contém alguns
indicadores financeiros que não são reconhecidos pelo BR
GAAP ou IFRS. Esses indicadores não possuem significados
padronizados e podem não ser comparáveis a indicadores
com descrição similar utilizados por outras companhias. Nós
fornecemos estes indicadores porque os utilizamos como
medidas de performance da companhia; eles não devem ser
considerados de forma isolada ou como substituto para
outras métricas financeiras que tenham sido divulgadas em
acordo com o BR GAAP ou IFRS.
Avisos
—
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.
2
Agenda
—
• Fortalecimento da companhia
• Entregas do Plano de Negócios e Gestão
• Principais destaques em Exploração & Produção
• Preparação para o futuro
3
SEGURANÇA
2,2
1,6
1,1 1,06
2015 2016 2017 2T18
TAXA DE ACIDENTADOS REGISTRÁVEIS
(TAR)Realizado
2,2
4T15
PNG 18-22
1,0
em 2018
Segurança continua sendo o nosso maior valor
—
4
Seguimos reduzindo nossa dívida líquida e
incrementando o fluxo de caixa livre
—
37
55
72
95
106
100 96
85
69
-15,2
-7,6
-12,8
-18,9
-8,1
4,5
12,4 13,9 15,0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018E
US$ bilhão
Dívida líquida
Fluxo de caixa livre
5
—
59 62 53
63 59
77
89
77
56
80
111 112 109
99
52 44
54
71
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 1S 2018
28% 25% 19% 21% 18%
24%
31% 27%
35%
Brent
EBITDA ajustadoR$ bilhões
E entregando resultados sustentáveis
6
US$/bbl
Margem EBITDA
ajustado
Nota: Em 2017, excluindo o acordo da Class Action, o EBITDA ajustado seria R$ 88 bilhões
7
Em direção à nossa métrica de alavancagem e com lucro crescente
-8,6
-4,3
0,2
4,9
2015 2016 2017 1S 2018
Lucro Líquido
(US$ bilhões)
PNG 18-22
2,5
em 2018
Realizado
5,1
4T15
Endividamento líquido /
Ebitda ajustado
—
7
5,11
3,54 3,67
3,23
2015 2016 2017 1S 2018
3,20* 2,86*
* Excluindo acordo da Class Action
2017
2,1 2,1 2,2 2,1
0,5 0,5 0,5 0,5
0,2 0,2 0,1
0,1
2,8 2,8 2,8 2,7
2015 2016 2017 2018E
Óleo Brasil Gás Brasil Exterior
Meta alcançada por 3 anos consecutivos
Recordes de Produção
ÓLEO
BRASIL
2,6
MMbbl/d
GÁS
110
MMm3/d
Milhõesboed
8
Maio
2018
Alcançamos consistentemente as metas de produção
nos últimos anos
—
—
Resgate da credibilidade
Novo modelo de gestão
Mecanismos eficientes de governança
Viramos a página da Lava Jato
Mais de R$ 2,5 bilhões recuperados
Acordo para encerramento da Class Action
Maximização de valor
Distribuição de dividendos
Foco no retorno sobre capital empregado
Superamos a crise
Sólida Liquidez
Geração de caixa robusta
✓
Gestão ativa do portfólio
Oportunidades de aquisições e desinvestimentos
Maior competição no mercado brasileiro
Redução da dívida
Após Dívida Liquida/ EBITDA de 2,5x,
seguiremos reduzindo até o nível das peers
✓
✓
9
Mas os desafios
continuam...
A companhia se
fortaleceu...
Entregas do nosso Plano
de Negócios e Gestão
—
10
Rafael Grisolia
Diretor Executivo Financeiro e de
Relacionamento com Investidores
Adesão ao Nivel 2 da B3
(OPA em caso de mudança de segmento)
Comitês do Conselho de Administração
Implementamos novos processos de governança e conformidade
que elevaram a companhia a um novo patamar
—
Política de Transações com Partes Relacionadas
(Transações com a União devem ser aprovadas
por 2/3 dos membros do CA)
R
Eliminação de todas as fraquezas materiaisR
Empregado Acionistas MinoritáriosCEO
Programa Destaque em Governança das Estatais
R
R81% de membros independentes (mínimo de 40%)
• Lei das Estatais (13.303): vedação de indicação política
• Membros independentes pela União: selecionados em lista tríplice
• Avaliação individual dos membros
Conselho de Administração
Órgãos Executivos
11
Nota: OPA = oferta pública de ações
—
US$ bilhões
Mercado de Capitais Internacional
2016-2018
Mercado Bancário*
2016-2018
* Inclui bancos comerciais e BNDES
22
28
7
Emissões Recompras Exchange*
* Troca de títulos com vencimentos em 2019, 2020 e 2021 para
títulos com vencimentos em 2025 e 2028
Realizamos diversas operações de gestão da dívida
24
36
6
Captações Pré-pagamentos Extensão de
Vencimentos
Nota: Considera a posição das operações até 31/08/2018
US$ bilhões
12
Exchange*
—
16,1
22,6
15,3
10,6
4,2
8,0
5,7
2,7
1,8
0,8 0,9 1,11,6
2,5
5,4
7,7
11,7
12,8
9,9
7,8
6,0
5,0
6,0
2,8
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
dez/15 ago/18 13
CRONOGRAMA DE AMORTIZAÇÕES
2015 vs 2018
Melhorando o perfil da dívida
Caixa disponível
em 31/08/2018
Linhas de crédito
compromissadas
US$ Bilhões
CAIXA
14,1
5,5
—
Continuamos praticando preços alinhados ao mercado internacional
14
24 de maio
- 10%
8 de junho
2º fase 1º de agosto
3º fase (1º período)
1º de junho
1º fasePreço do diesel Petrobras sem subvenção
Preço do diesel no Golfo do México
Preço do diesel Petrobras após subvenção
Mai-18 Set-18
31 de agosto
3º fase (2º período)
Mar-18Jan-18 Jul-18
15
Redução do brent de equilíbrio (point forward breakeven)
PNG 2014-2018
43
PNG 2018-2022
29
 Curva de aprendizado no
pré-sal
 Foco nos projetos mais
rentáveis
 Otimização da frota de
sondas
 Resiliência ao nível de
preços
 Custos mais competitivos
 Desenvolvimento de
tecnologias
US$/bbl
PNG 2017-2021
30
Aumentamos a eficiência de capex com investimentos
direcionados para produção em águas profundas
—
Onde o desenvolvimento do pré-sal se destaca pela
competitividade global
—
Fonte: Bain, Rystad, EIA, IEA 16
25 50 75 100
OPEC
North America
Tight Oil Tier 1
pré-sal
Oil Sands
Rest of the
World Conv.
North America Conv.
Asia Shallow Water
North America
Tight Oil Tier 2
South America Conv.
North America
Deep Water
Russia
International Tight Oil
Rest of the World
Shallow Water
Rest of the World
Deep Water
North America
Tight Oil Tier 4
North America
Tight Oil Tier 4
North America
Shale
Tier 4
Others
125
100
75
50
25
0
Custo de Breakeven (US$/bbl)
Produção Acumulada (MMBD)
Controlamos nossos gastos operacionais
—
Custo de extração
US$/boe
Custo de refino no Brasil
11,7
10,3
11,3
10,5
2015 2016 2017 1S18
US$/bbl
• Otimização do custo logístico de E&P
(redução de 10% no último ano)
• Eficiência na utilização da frota de
sondas
• Renegociação de contratos 17
• Otimização da manutenção
• Redução nos gastos com pessoal
Despesas Gerais e
Administrativas
US$ bilhões
• Redução de empregados
próprios e terceirizados
• Redução de funções gerenciais
• Orçamento Base Zero
2,5 2,6 2,9 2,6
2015 2016 2017 1S18
3,4 3,3
2,9
1,3
2015 2016 2017 1S18
Realizamos parcerias e desinvestimentos com entrada de caixa de
US$ 11,5 bilhões desde 2017
—
 Guarani
 Distribuição
Chile
 IPO BR
 Roncador
(1a parte)
0,6
4,2
1,7
2,5 2,5 2,0
1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18 4T18
13,5
 Iara e Lapa
 São Martinho
 Liquigás
(multa)
 Carcará
(2a parte)
 NTS  Suape/Citepe
 Azulão
 Roncador
(2a parte)
Projetado
Parcerias Estratégicas
Nota: valores de entrada de caixa
Mantida a meta de US$ 21 bilhões em assinatura de contratos
US$ bilhões
18
19
Continuaremos com a disciplina financeira
—
• Rumo à estrutura ótima de capital
• Permanente controle de custos
• Alocação eficiente dos investimentos
• Gestão ativa do portfólio com parcerias e desinvestimentos
• Remuneração adequada aos acionistas
Principais destaques
em Exploração &
Produção
—
Hugo Repsold
Diretor Executivo de Desenvolvimento
da Produção e Tecnologia
20
21
Ampliação de 31% na área exploratória
• Adquirimos 20 novos blocos de alto potencial
• 90% dos ativos contratados em parceria,
compartilhando riscos e combinando expertise
Setor SC-AP3
Dois Irmãos
Alto de Cabo Frio
Central
Três Marias
Peroba
Uirapuru
Setor SC-AP5
Entorno
de Sapinhoá
Sudoeste de
Tartaruga
Verde
4ª Rodada (operador)
Direito de Preferência para a
5ª Rodada de Partilha
Bacia de
Santos
Bacia de
Campos
Não-operador
Operador
Melhoria do ambiente regulatório propiciou
nova dinâmica no setor de óleo e gás no Brasil
Peroba marca uma nova dinâmica da
fase exploratória
• Apenas 9 meses entre assinatura do contrato de
aquisição da área (janeiro de 2018) e
a perfuração do 1º poço (outubro de 2018)
21
—
—
Completamos 10 anos de produção no pré-sal
—
Petrobras Parceiros2008 Jun/2018
1,5 milhão
barris/dia
Recorde
27/04/18
2,0 bilhões
barris de óleo equivalente
Produção
acumulada de
1,38 milhão
barris/dia
Produção média no
primeiro semestre de
2018 de
Nestes 10 anos...
... produzimos por meio de
21 sistemas de produção
... colocamos em operação
cerca de 150 poços
... reduzimos o custo de
extração em 40%
... aplicamos novas
tecnologias e concepções
de projeto para atingir
elevada produtividade
22
—
Lula é o maior campo em produção no Brasil
Lula/
Cernambi
US$ 6 bilhões
2018-2022 Capex
Parcela Petrobras
23
Produção acumulada supera 1 bilhão de boe
 7 FPSOs operando em capacidade máxima e
2 unidades adicionais em 2018
 90 poços interligados, sendo 50 produtores
 Poço mais produtivo > 40 mbpd
 Produtividade média dos poços: 27 mbpd
 5º campo brasileiro a atingir a marca de 1,0
bi boe acumulados
 Custo de extração inferior a US$ 7/boe
—
Búzios é o primeiro campo a produzir na área da Cessão Onerosa
Búzios
US$ 12 bilhões
2018-2022 Capex
Búzios 5
Unidade em contratação
Outros CO
Buzios
Demais projetos da Cessão
Onerosa previstos
Atapu
Sépia
Itapu
24
 P-74 produzindo
30 mil bpd
 Mais duas
unidades iniciando
operações ainda
em 2018
Desenvolvimento da
produção
d
Bacia de Campos: produção acumulada supera 11 bilhões de barris
—
Redução do declínio da produção e
operação dos sistemas à plena
capacidade
Os campos de Marlim, Marlim Sul,
Roncador e Albacora já produziram
mais de 1 bilhão de barris cada um
Campos em produção
Blocos exploratórios
25
26
POÇOS
35%
PLATAFORMA
35%
SUBMARINO
30%
Aumento de eficiência
5
10
15
20
25
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
meses
Tempo de ramp-up de novas
plataformas
Projeto típico do pré-sal
—
Investimento
150.000 bpd plataforma de produção
8 poços produtores
7 poços injetores
11 meses de ramp-up
25-30 anos de produção
0
100
200
300
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
dias
Aprendizado acelera a construção
dos poços
Completação
Perfuração
• Otimização de arranjos e risers
• Integração entre disciplinas
• Padronização e contratos de longo prazo
25% de redução média em capex
26
Búzios 1 - FPSO P-74
• Entrada em operação: abril/2018
• 7 poços já completados
(88% dos planejados para 2018)
• Produção atual 30 mil bpd (1 poço)
Tartaruga Verde e Mestiça
FPSO Cid. de Campos
• Entrada em operação: junho/2018
• 7 poços já completados
(83% dos planejados para 2018)
• Produção atual 25 mil bpd (2 poços)
Lula Norte - FPSO P-67
• Baía de Guanabara (RJ)
• Entrada em operação: 4T18
• 11 poços já completados
(100% dos planejados para 2018)
Lula Extremo Sul - FPSO P-69
• Na locação
• Entrada em operação: 4T18
• 8 poços já completados
(100% dos planejados para 2018)
Búzios 2 - FPSO P-75
• Na locação
• Entrada em operação: 4T18
• 4 poços já completados
(100% dos planejados para 2018)
Búzios 3 - FPSO P-76
• Estaleiro Techint (Pontal do Paraná)
• Entrada em operação: 4T18
• 3 poços já completados
(100% dos planejados para 2018)
Seis sistemas entrando em produção em 2018
—
27
28
Mero 1
Sépia
Em contratação
Mero 2
Integrado Parque das Baleias
Búzios 5
Revitalização de Marlim 1
Revitalização de Marlim 2
E dez novos sistemas de produção
nos próximos anos
—
28
Búzios 4 FPSO P-77
Lula Extremo SulBerbigão FPSO P-68
Atapu
2021+FPSO Carioca
150.000 bpd
180.000 bpd150.000 bpd
FPSO Guanabara 180.000 bpdFPSO P-70 150.000 bpd
15
Preparação
para o futuro
—
Nelson Silva
Diretor Executivo de Estratégia,
Organização e Sistema de Gestão
29
30
Estamos avançando para uma economia de baixo carbono
—
• Tecnologia para redução de 30% das emissões de Nox
• Investimentos em captura de carbono, uso e estocagem
• Redução em 15% das emissões de gases de efeito estufa
desde 2015
Aderimos ao OGCI em janeiro
de 2018 e investiremos
10 milhões
de USD/ano
30
30
—
Desenvolvendo melhores produtos para os nossos clientes
—
• Gasolina: componentes para alta performance
• Óleo lubrificante: redução das perdas de potência por atrito e desgaste
• Óleo de transmissão: maior durabilidade e performance
Parceria com a McLaren e Renault
31
32
• Avançamos em segurança e em governança
• Reduzimos a dívida
• Apresentamos sólida geração operacional
• Geramos valor para sociedade e nossos acionistas
• Seguiremos na gestão ativa do nosso portfólio,
com grandes oportunidades exploratórias e
fortalecendo as parcerias
• Estamos nos preparando para um futuro de baixo
carbono e transformação tecnológica
Em preparação para o futuro
—
32
ENCONTRO COM
INVESTIDORES
2018
—www.petrobras.com.br/ri
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Apresentação Investor Day, São Paulo, 2018

  • 2. Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2018 em diante são estimativas ou metas. Adicionalmente, esta apresentação contém alguns indicadores financeiros que não são reconhecidos pelo BR GAAP ou IFRS. Esses indicadores não possuem significados padronizados e podem não ser comparáveis a indicadores com descrição similar utilizados por outras companhias. Nós fornecemos estes indicadores porque os utilizamos como medidas de performance da companhia; eles não devem ser considerados de forma isolada ou como substituto para outras métricas financeiras que tenham sido divulgadas em acordo com o BR GAAP ou IFRS. Avisos — 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. 2
  • 3. Agenda — • Fortalecimento da companhia • Entregas do Plano de Negócios e Gestão • Principais destaques em Exploração & Produção • Preparação para o futuro 3
  • 4. SEGURANÇA 2,2 1,6 1,1 1,06 2015 2016 2017 2T18 TAXA DE ACIDENTADOS REGISTRÁVEIS (TAR)Realizado 2,2 4T15 PNG 18-22 1,0 em 2018 Segurança continua sendo o nosso maior valor — 4
  • 5. Seguimos reduzindo nossa dívida líquida e incrementando o fluxo de caixa livre — 37 55 72 95 106 100 96 85 69 -15,2 -7,6 -12,8 -18,9 -8,1 4,5 12,4 13,9 15,0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018E US$ bilhão Dívida líquida Fluxo de caixa livre 5
  • 6. — 59 62 53 63 59 77 89 77 56 80 111 112 109 99 52 44 54 71 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 1S 2018 28% 25% 19% 21% 18% 24% 31% 27% 35% Brent EBITDA ajustadoR$ bilhões E entregando resultados sustentáveis 6 US$/bbl Margem EBITDA ajustado Nota: Em 2017, excluindo o acordo da Class Action, o EBITDA ajustado seria R$ 88 bilhões
  • 7. 7 Em direção à nossa métrica de alavancagem e com lucro crescente -8,6 -4,3 0,2 4,9 2015 2016 2017 1S 2018 Lucro Líquido (US$ bilhões) PNG 18-22 2,5 em 2018 Realizado 5,1 4T15 Endividamento líquido / Ebitda ajustado — 7 5,11 3,54 3,67 3,23 2015 2016 2017 1S 2018 3,20* 2,86* * Excluindo acordo da Class Action
  • 8. 2017 2,1 2,1 2,2 2,1 0,5 0,5 0,5 0,5 0,2 0,2 0,1 0,1 2,8 2,8 2,8 2,7 2015 2016 2017 2018E Óleo Brasil Gás Brasil Exterior Meta alcançada por 3 anos consecutivos Recordes de Produção ÓLEO BRASIL 2,6 MMbbl/d GÁS 110 MMm3/d Milhõesboed 8 Maio 2018 Alcançamos consistentemente as metas de produção nos últimos anos —
  • 9. — Resgate da credibilidade Novo modelo de gestão Mecanismos eficientes de governança Viramos a página da Lava Jato Mais de R$ 2,5 bilhões recuperados Acordo para encerramento da Class Action Maximização de valor Distribuição de dividendos Foco no retorno sobre capital empregado Superamos a crise Sólida Liquidez Geração de caixa robusta ✓ Gestão ativa do portfólio Oportunidades de aquisições e desinvestimentos Maior competição no mercado brasileiro Redução da dívida Após Dívida Liquida/ EBITDA de 2,5x, seguiremos reduzindo até o nível das peers ✓ ✓ 9 Mas os desafios continuam... A companhia se fortaleceu...
  • 10. Entregas do nosso Plano de Negócios e Gestão — 10 Rafael Grisolia Diretor Executivo Financeiro e de Relacionamento com Investidores
  • 11. Adesão ao Nivel 2 da B3 (OPA em caso de mudança de segmento) Comitês do Conselho de Administração Implementamos novos processos de governança e conformidade que elevaram a companhia a um novo patamar — Política de Transações com Partes Relacionadas (Transações com a União devem ser aprovadas por 2/3 dos membros do CA) R Eliminação de todas as fraquezas materiaisR Empregado Acionistas MinoritáriosCEO Programa Destaque em Governança das Estatais R R81% de membros independentes (mínimo de 40%) • Lei das Estatais (13.303): vedação de indicação política • Membros independentes pela União: selecionados em lista tríplice • Avaliação individual dos membros Conselho de Administração Órgãos Executivos 11 Nota: OPA = oferta pública de ações
  • 12. — US$ bilhões Mercado de Capitais Internacional 2016-2018 Mercado Bancário* 2016-2018 * Inclui bancos comerciais e BNDES 22 28 7 Emissões Recompras Exchange* * Troca de títulos com vencimentos em 2019, 2020 e 2021 para títulos com vencimentos em 2025 e 2028 Realizamos diversas operações de gestão da dívida 24 36 6 Captações Pré-pagamentos Extensão de Vencimentos Nota: Considera a posição das operações até 31/08/2018 US$ bilhões 12 Exchange*
  • 13. — 16,1 22,6 15,3 10,6 4,2 8,0 5,7 2,7 1,8 0,8 0,9 1,11,6 2,5 5,4 7,7 11,7 12,8 9,9 7,8 6,0 5,0 6,0 2,8 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 dez/15 ago/18 13 CRONOGRAMA DE AMORTIZAÇÕES 2015 vs 2018 Melhorando o perfil da dívida Caixa disponível em 31/08/2018 Linhas de crédito compromissadas US$ Bilhões CAIXA 14,1 5,5
  • 14. — Continuamos praticando preços alinhados ao mercado internacional 14 24 de maio - 10% 8 de junho 2º fase 1º de agosto 3º fase (1º período) 1º de junho 1º fasePreço do diesel Petrobras sem subvenção Preço do diesel no Golfo do México Preço do diesel Petrobras após subvenção Mai-18 Set-18 31 de agosto 3º fase (2º período) Mar-18Jan-18 Jul-18
  • 15. 15 Redução do brent de equilíbrio (point forward breakeven) PNG 2014-2018 43 PNG 2018-2022 29  Curva de aprendizado no pré-sal  Foco nos projetos mais rentáveis  Otimização da frota de sondas  Resiliência ao nível de preços  Custos mais competitivos  Desenvolvimento de tecnologias US$/bbl PNG 2017-2021 30 Aumentamos a eficiência de capex com investimentos direcionados para produção em águas profundas —
  • 16. Onde o desenvolvimento do pré-sal se destaca pela competitividade global — Fonte: Bain, Rystad, EIA, IEA 16 25 50 75 100 OPEC North America Tight Oil Tier 1 pré-sal Oil Sands Rest of the World Conv. North America Conv. Asia Shallow Water North America Tight Oil Tier 2 South America Conv. North America Deep Water Russia International Tight Oil Rest of the World Shallow Water Rest of the World Deep Water North America Tight Oil Tier 4 North America Tight Oil Tier 4 North America Shale Tier 4 Others 125 100 75 50 25 0 Custo de Breakeven (US$/bbl) Produção Acumulada (MMBD)
  • 17. Controlamos nossos gastos operacionais — Custo de extração US$/boe Custo de refino no Brasil 11,7 10,3 11,3 10,5 2015 2016 2017 1S18 US$/bbl • Otimização do custo logístico de E&P (redução de 10% no último ano) • Eficiência na utilização da frota de sondas • Renegociação de contratos 17 • Otimização da manutenção • Redução nos gastos com pessoal Despesas Gerais e Administrativas US$ bilhões • Redução de empregados próprios e terceirizados • Redução de funções gerenciais • Orçamento Base Zero 2,5 2,6 2,9 2,6 2015 2016 2017 1S18 3,4 3,3 2,9 1,3 2015 2016 2017 1S18
  • 18. Realizamos parcerias e desinvestimentos com entrada de caixa de US$ 11,5 bilhões desde 2017 —  Guarani  Distribuição Chile  IPO BR  Roncador (1a parte) 0,6 4,2 1,7 2,5 2,5 2,0 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18 4T18 13,5  Iara e Lapa  São Martinho  Liquigás (multa)  Carcará (2a parte)  NTS  Suape/Citepe  Azulão  Roncador (2a parte) Projetado Parcerias Estratégicas Nota: valores de entrada de caixa Mantida a meta de US$ 21 bilhões em assinatura de contratos US$ bilhões 18
  • 19. 19 Continuaremos com a disciplina financeira — • Rumo à estrutura ótima de capital • Permanente controle de custos • Alocação eficiente dos investimentos • Gestão ativa do portfólio com parcerias e desinvestimentos • Remuneração adequada aos acionistas
  • 20. Principais destaques em Exploração & Produção — Hugo Repsold Diretor Executivo de Desenvolvimento da Produção e Tecnologia 20
  • 21. 21 Ampliação de 31% na área exploratória • Adquirimos 20 novos blocos de alto potencial • 90% dos ativos contratados em parceria, compartilhando riscos e combinando expertise Setor SC-AP3 Dois Irmãos Alto de Cabo Frio Central Três Marias Peroba Uirapuru Setor SC-AP5 Entorno de Sapinhoá Sudoeste de Tartaruga Verde 4ª Rodada (operador) Direito de Preferência para a 5ª Rodada de Partilha Bacia de Santos Bacia de Campos Não-operador Operador Melhoria do ambiente regulatório propiciou nova dinâmica no setor de óleo e gás no Brasil Peroba marca uma nova dinâmica da fase exploratória • Apenas 9 meses entre assinatura do contrato de aquisição da área (janeiro de 2018) e a perfuração do 1º poço (outubro de 2018) 21 —
  • 22. — Completamos 10 anos de produção no pré-sal — Petrobras Parceiros2008 Jun/2018 1,5 milhão barris/dia Recorde 27/04/18 2,0 bilhões barris de óleo equivalente Produção acumulada de 1,38 milhão barris/dia Produção média no primeiro semestre de 2018 de Nestes 10 anos... ... produzimos por meio de 21 sistemas de produção ... colocamos em operação cerca de 150 poços ... reduzimos o custo de extração em 40% ... aplicamos novas tecnologias e concepções de projeto para atingir elevada produtividade 22
  • 23. — Lula é o maior campo em produção no Brasil Lula/ Cernambi US$ 6 bilhões 2018-2022 Capex Parcela Petrobras 23 Produção acumulada supera 1 bilhão de boe  7 FPSOs operando em capacidade máxima e 2 unidades adicionais em 2018  90 poços interligados, sendo 50 produtores  Poço mais produtivo > 40 mbpd  Produtividade média dos poços: 27 mbpd  5º campo brasileiro a atingir a marca de 1,0 bi boe acumulados  Custo de extração inferior a US$ 7/boe
  • 24. — Búzios é o primeiro campo a produzir na área da Cessão Onerosa Búzios US$ 12 bilhões 2018-2022 Capex Búzios 5 Unidade em contratação Outros CO Buzios Demais projetos da Cessão Onerosa previstos Atapu Sépia Itapu 24  P-74 produzindo 30 mil bpd  Mais duas unidades iniciando operações ainda em 2018 Desenvolvimento da produção
  • 25. d Bacia de Campos: produção acumulada supera 11 bilhões de barris — Redução do declínio da produção e operação dos sistemas à plena capacidade Os campos de Marlim, Marlim Sul, Roncador e Albacora já produziram mais de 1 bilhão de barris cada um Campos em produção Blocos exploratórios 25
  • 26. 26 POÇOS 35% PLATAFORMA 35% SUBMARINO 30% Aumento de eficiência 5 10 15 20 25 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 meses Tempo de ramp-up de novas plataformas Projeto típico do pré-sal — Investimento 150.000 bpd plataforma de produção 8 poços produtores 7 poços injetores 11 meses de ramp-up 25-30 anos de produção 0 100 200 300 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 dias Aprendizado acelera a construção dos poços Completação Perfuração • Otimização de arranjos e risers • Integração entre disciplinas • Padronização e contratos de longo prazo 25% de redução média em capex 26
  • 27. Búzios 1 - FPSO P-74 • Entrada em operação: abril/2018 • 7 poços já completados (88% dos planejados para 2018) • Produção atual 30 mil bpd (1 poço) Tartaruga Verde e Mestiça FPSO Cid. de Campos • Entrada em operação: junho/2018 • 7 poços já completados (83% dos planejados para 2018) • Produção atual 25 mil bpd (2 poços) Lula Norte - FPSO P-67 • Baía de Guanabara (RJ) • Entrada em operação: 4T18 • 11 poços já completados (100% dos planejados para 2018) Lula Extremo Sul - FPSO P-69 • Na locação • Entrada em operação: 4T18 • 8 poços já completados (100% dos planejados para 2018) Búzios 2 - FPSO P-75 • Na locação • Entrada em operação: 4T18 • 4 poços já completados (100% dos planejados para 2018) Búzios 3 - FPSO P-76 • Estaleiro Techint (Pontal do Paraná) • Entrada em operação: 4T18 • 3 poços já completados (100% dos planejados para 2018) Seis sistemas entrando em produção em 2018 — 27
  • 28. 28 Mero 1 Sépia Em contratação Mero 2 Integrado Parque das Baleias Búzios 5 Revitalização de Marlim 1 Revitalização de Marlim 2 E dez novos sistemas de produção nos próximos anos — 28 Búzios 4 FPSO P-77 Lula Extremo SulBerbigão FPSO P-68 Atapu 2021+FPSO Carioca 150.000 bpd 180.000 bpd150.000 bpd FPSO Guanabara 180.000 bpdFPSO P-70 150.000 bpd
  • 29. 15 Preparação para o futuro — Nelson Silva Diretor Executivo de Estratégia, Organização e Sistema de Gestão 29
  • 30. 30 Estamos avançando para uma economia de baixo carbono — • Tecnologia para redução de 30% das emissões de Nox • Investimentos em captura de carbono, uso e estocagem • Redução em 15% das emissões de gases de efeito estufa desde 2015 Aderimos ao OGCI em janeiro de 2018 e investiremos 10 milhões de USD/ano 30 30
  • 31. — Desenvolvendo melhores produtos para os nossos clientes — • Gasolina: componentes para alta performance • Óleo lubrificante: redução das perdas de potência por atrito e desgaste • Óleo de transmissão: maior durabilidade e performance Parceria com a McLaren e Renault 31
  • 32. 32 • Avançamos em segurança e em governança • Reduzimos a dívida • Apresentamos sólida geração operacional • Geramos valor para sociedade e nossos acionistas • Seguiremos na gestão ativa do nosso portfólio, com grandes oportunidades exploratórias e fortalecendo as parcerias • Estamos nos preparando para um futuro de baixo carbono e transformação tecnológica Em preparação para o futuro — 32