No terceiro trimestre de 2015, a companhia reportou um aumento de 6% na produção total de petróleo, gás natural e líquidos, totalizando 2,790 mil boed, e um fluxo de caixa livre de R$ 8,3 bilhões. O resultado líquido consolidado para os nove meses de 2015 foi de R$ 2,102 milhões, com uma queda de 58% em relação ao ano anterior. Além disso, a empresa enfrentou desafios como a maior perda cambial e menores receitas de vendas, resultando em uma revisão de suas previsões financeiras.

1. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
3º Trimestre 2015
Teleconferência / Webcast
13 de Novembro de 2015

2. 2
Avisos
Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos
futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos
administradores da Companhia sobre condições futuras da
economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos
resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja",
"projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares,
visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente,
envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e,
consequentemente, não são garantias de resultados futuros da
Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da
Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não
deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A
Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e
previsões à luz de novas informações ou de seus
desdobramentos futuros. Os valores informados para 2015 em
diante são estimativas ou metas.
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam
em seus relatórios arquivados reservas provadas que a
Companhia tenha comprovado por produção ou testes de
formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente
nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que
as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios
arquivados.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

3. 3
Câmbio Final 9M14
R$ 2,45
Ambiente Externo
Câmbio
Câmbio (R$/US$) 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15
Médio 2,37 2,23 2,27 2,54 2,87 3,07 3,54
Final Período 2,26 2,20 2,45 2,66 3,21 3,10 3,97
R$ / US$
Fonte: Bloomberg – Câmbio PTAX
Câmbio Final 9M15
R$ 3,97
+ 62 %
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
4,50
28%

4. 4
Brent Médio 9M15
US$ 55,39
Brent Médio 9M14
US$ 106,57
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
Ambiente Externo
Brent
Brent Médio 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15
R$ 256,48 244,47 231,56 193,73 154,89 190,09 177,38
US$ 108,22 109,63 101,85 76,27 53,97 61,92 50,26
US$ / bbl
Fonte: Platts
- 48%
-19%

5. 5
Destaques do Resultado
 Maior produção total de petróleo, LGN e gás natural (6%, +163 mil boed), totalizando 2.790 mil boed
 Fluxo de caixa livre no montante de R$ 8,3 bilhões
 Melhora no saldo da balança comercial (de -424 para -89 mil bpd)
 Menores gastos com importações e participações governamentais
 Recorde diário da produção do pré-sal* de 1.120 mil boe em 15 de setembro
Destaques
9M15
Destaques
3T15
 Maior produção total de petróleo, LGN e gás natural (1%, +35 mil boed), totalizando 2.800 mil boed
 Fluxo de caixa livre no montante de R$ 3,8 bilhões
 Maior demanda de derivados no mercado doméstico (1%, +32 mil bpd)
 Melhora no saldo da balança comercial (de -27 para -21 mil bpd)
*Produção Petrobras mais parceiros

6. 6
Resultado Líquido Consolidado 9M15: R$ 2.102 milhões
R$ Bilhão 9M15 9M14 ∆%
Receita Operacional Líquida 236,5 252,2
Custo de produtos e serviços vendidos -164,8 -193,8
Lucro Bruto 71,7 58,4 23
Despesas Operacionais -43,1 -46,9
Lucro Operacional 28,6 11,5 149
Resultado Financeiro Líquido -23,1 -2,1
Participações em Investimentos 0,5 1,0
Participações dos Empregados -0,1 -0,8
Lucro/Prejuízo Antes IR/CSLL 5,9 9,6 -38
Impostos -5,5 -4,6
Participação dos Acionistas não controladores 1,7 0,0
Lucro Líquido (Prejuízo) 2,1 5,0 -58
Lucro Líquido (US$ Bilhão) 1,0 2,4 -59
EBITDA Ajustado 56,8 39,1 45
Investimentos 55,5 62,5 -11
Fluxo de Caixa Livre* 8,3 -12,3 167
 Redução no volume de vendas de derivados no mercado interno
 Menores exportações de derivados
 Menores preços de exportações
 Menores importações de petróleo e derivados
 Menores gastos com participações governamentais
 Em 2014 houve: baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente, perdas
com recebíveis do setor elétrico, baixas das Premium (I e II) e PIDV
 Menores gastos com poços secos/subcomerciais
 Aumento de despesa tributária devido à adesão ao REFIS
 Contingência com processos judiciais (trabalhistas e tributários)
 Maior despesa com plano de pensão e saúde devido à revisão atuarial
 Impairment de ativos
*Fluxo de Caixa Livre = Fluxo de Caixa Operacional menos Fluxo de Caixa de Investimentos em Área de Negócio
 Maior perda cambial sobre a dívida em moeda estrangeira
 Maiores despesas financeiras devido ao aumento do endividamento e à menor
capitalização de juros

7. 7
Despesas Operacionais sem Itens Especiais
9M14 x 9M15
8,5 10,1
7,8
8,2
1,5
2,8
1,9
1,75,6
4,6
2,0
7,2
6,1
1,2
+6%
Vendas
Gerais e Administrativas
Plano de pensão e saúde
Pesquisa e desenvolvimento
Prospecção e Exploração
Tributárias
Outras Despesas Operacionais
9M15
35,7
9M14
33,7
Ressarcimento OLJ
+4%
+19%*
Adesão ao REFIS e Programas
de Anistias Estaduais (ICMS)
Contingências judiciais e
Alienação de Ativos
Impairment
Reversão PDD setor elétrico
* Maiores gastos de logística devido, principalmente, à variação cambial
R$ Bilhão
33,7
35,7
3,8
3,0
5,8
-2,2 -0,9
6,2 1,3
1,1
2,5 43,1
Despesas Operacionais
Contingências judiciais
Alienação de ativos
-8%
PIDV
9M15
PDD setor elétrico
Impairment e Premium I e II
9M14
46,9
Baixa de gastos adicionais
capitalizados indevidamente

8. 8
EBITDA sem Itens Especiais
9M14 x 9M15
2,5
2,7
5,8
-0,9
56,8
39,1
3,8
1,1
EBITDA
+37%
PDD do setor elétrico
PIDV
Premium I e II
Contingências judiciais e
Ganhos Alienação de ativos
9M15
62,9
9M14
45,8
-2,2
24
15
27
18
0
5
10
15
20
25
30
%
9M159M14
EBITDA
Sem Itens Especiais
Margem EBITDA sem Especiais
Margem EBITDA
Margem EBITDA
Sem Itens Especiais
+45%
Adesão ao REFIS e Programas de
Anistias Estaduais (ICMS)
Contingências judiciais e
Alienação de Ativos
Ressarcimento OLJ
Reversão PDD setor elétrico
R$ Bilhão

9. 9
Resultado Líquido Consolidado do 3T15: - R$ 3.759 milhões
R$ Bilhão 3T15 2T15 ∆%
Receita Operacional Líquida 82,2 79,9
Custo de produtos e serviços vendidos -58,5 -54,4
Lucro Bruto 23,8 25,6 -7
Despesas Operacionais -17,9 -16,1
Lucro Operacional 5,8 9,5 -39
Resultado Financeiro Líquido -11,4 -6,0
Participações em Investimentos 0,2 0,2
Participações dos Empregados 0,2 0,0
Lucro/Prejuízo Antes IR/CSLL -5,2 3,6 -245
Impostos 0,2 -2,7
Participação dos Acionistas não controladores 1,3 -0,4
Lucro Líquido (Prejuízo) -3,8 0,5 -808
Lucro Líquido (US$ Bilhão) -1,1 0,2 -721
EBITDA Ajustado 15,5 19,8 -22
Investimentos 19,3 18,3 5
Fluxo de Caixa Livre* 3,8 5,7 -33
 Maior perda cambial sobre a dívida em moeda estrangeira
 Aumento da demanda de derivados no mercado interno
 Maiores preços das exportações de petróleo
 Maiores gastos com importação de petróleo
 Aumento das vendas de derivados
 Contingência com processos judiciais (trabalhistas e tributários)
 Maior baixa de poços secos/subcomerciais
*Fluxo de Caixa Livre = Fluxo de Caixa Operacional menos Fluxo de Caixa de Investimentos em Área de Negócio

10. 10
Média 9M14
2.627
Média 9M15
2.790
Exploração e Produção
1.922 1.972 2.090 2.150 2.149 2.111
400 411
441 453 467 463 476
2.136
Óleo e LGN Exterior
Gás Natural Exterior
3T15
2.800
98
90
2T15
2.765
102
89
1T15
2.803
118
91
+1%
Óleo e LGN Brasil
Gás Natural Brasil
100
87
4T14
2.799
106
90
3T14
2.746
119
96
2T14
2.600
122
95
1T14
2.531
Produção de Óleo e Gás - Brasil e Exterior
mil boed
+6%
418
469
9M14
2.413
1.995
+8%
9M15
2.601
2.132
+7%
Produção de Óleo e Gás
Brasil
O pré-sal representou 23,7% da
produção total nos 9M15

11. 11
Exploração e Produção
Produção do Pré-Sal
Produção Média Mensal do Pré-Sal*
(mil bpd)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
Recorde Mensal em Agosto/2015: 859
Mil bpd
Fevereiro de 2013: 300
Mil bpd
2,9 x
1.120 mil boed
901 mil bpd
Recorde Diário de Produção
15/09/2015
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Setembro
2015
*Produção Petrobras mais parceiros

12. 12
Exploração e Produção
Interligação de Novos Poços no Brasil
30 34
61
35
12
17
26
17
20
42
2014
87
2013
51
2012 4T159M15
52
Produtores
Injetores
72

13. 13
Média 9M14
2.170
Média 9M15
2.049
Abastecimento
mil bpd
822 857 865 867 796 870 889
483 496 507 490
423
437 429
819 827 832 814
745
790 767
2.124
3T15
2.180
1T14
2.098
1T15
-1%
Diesel
Gasolina
Outros
2T15
2.204
2T14
2.171
3T14
2.085
1.964
4T14
-6%
Produção de Derivados no Brasil

14. 14
Abastecimento
Vendas de Derivados no Brasil
mil bpd
947 999 1.049 1.010 907 923 953
601
619 616 644
573 537 540
823
825
868 833
750 790 789
2T14
2.443
1T15
2.230 2.282
+1%
Gasolina
Diesel
3T154T14
2.487
1T14
2.371
Outros
2T15
2.250
3T14
2.533
Média 9M14
2.449
Média 9M15
2.254
-8%

15. 15
Abastecimento
Evolução do Saldo da
Balança Comercial
(mil bpd)
-21-27
-225
-390
-222
-633
-417
3T152T151T154T143T142T141T14
Balança Comercial:
Petróleo e Derivados
(mil bpd)
414 292
-142
219 351
399
298
150
-180
170
53
-244
9M14
389
9M15
-89
9M14
-424
9M15
590
9M14
813
9M15
501
DerivadosPetróleo
Exportação Importação Saldo Líquido

16. 16
Evolução do Resultado Líquido 9M14 x 9M15
R$ Bilhão
IR/CSLL
-0,9
Resultado
Financeiro
-21,0
Despesas
Operacionais
3,8
CPV Resultado
Líquido
9M15
-58%
Outros
2,1
1,9
29,0
Receita
de Vendas
-15,7
Resultado
Líquido
9M14
5,0

17. 17
Evolução do Resultado Operacional 9M14 x 9M15 por Segmento
R$ Bilhão
Outros* Resultado
Operacional
9M15
28,6
Eliminações
+149%
-0,6
Corporativo
-4,9
-0,6
Gás e Energia
4,8
Exploração
e Produção
-28,7
Abastecimento
47,1
Resultado
Operacional
9M14
11,5
*Outros: Distribuição, Biocombustível e Atividades Internacionais.

18. 18
Evolução do Resultado Operacional 2T15 x 3T15 por Segmento
R$ Bilhão
-39%
Resultado
Operacional
3T15
5,8
Eliminações
3,0
Corporativo
1,6
Outros*
-1,6
Gás e Energia
1,4
Exploração
e Produção
-4,7
Abastecimento
-3,4
Resultado
Operacional
2T15
9,5
*Outros: Distribuição, Biocombustível e Atividades Internacionais.

19. 19
Evolução dos Custos de Extração e de Refino no Brasil
Custo de
Refino
Custo de
Extração*
* Não inclui Participação Governamental
12,4014,70
39,16
33,59
+17%
9M159M14
-16%
2,522,96
8,01
6,80
+18%
9M159M14
-15%
11,2412,7113,27
40,8238,4938,13
+6%
3T152T151T15
R$/boeUS$/boe
2,12
2,642,84
7,897,988,16
-1%
3T152T151T15
 Desconsiderando os efeitos
cambiais, houve aumento de 4%
 Maiores gastos com
intervenções em poços e com
engenharia e manutenção
submarina na Bacia de Campos
Redução da carga processada e
maiores gastos com pessoal

20. 20
Endividamento
Endividamento
Endividamento (R$ Bilhão) 31/12/2014 30/09/2015
Endividamento de Curto Prazo 31,6 53,4
Endividamento de Longo Prazo 319,5 453,2
Endividamento Total 351,0 506,6
(-) Disponibilidades ajustadas ¹ 68,9 104,2
= Endividamento Líquido 282,1 402,3
Endividamento (US$ Bilhão)
Endividamento Líquido 106,2 101,3
1) Inclui títulos públicos federais e Time Deposits (vencimento superior a 90 dias)

21. 21
Indicadores de Endividamento
4,8 4,8
5,0
4,6
5,2
43%
48%
52% 51%
58%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
3T14 4T14 1T15 2T15 3T15
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)

22. 22
Ajustes no Plano de Negócios e Gestão 2015-2019
27
28
19
25
20162015
-10,7%
-29,6%
Revisado em 5/10/15PNG 2015-2019
CAPEX
(US$ Bilhão)
PNG
2015-2019
Revisão em
8/10/15
Brent
(US$/bbl)
2015 60 54
2016 70 55
Câmbio
(R$/US$)
2015 3,10 3,28
2016 3,26 3,80
Premissas

23. 23
Fluxo de Caixa Livre
US$ Bilhão
* *
7,5
-5,6
2T15 3T15
1,9
-0,9 bi
6,1
-5,1
1,0
Geração
Operacional
-26,0Investimento
+7,8 bi
20,7
-5,3
9M159M14
2,5
19,3
-16,8
2T15 x 3T159M14 x 9M15

24. 24
Fluxo de Caixa 2015
US$ Bilhão
* Realizado 9M15. Na Geração Operacional foram expurgadas as contingências tributárias
26
22
11
21
3
4
InvestimentoGeração
Operacional
-17
Saldo Inicial
2015
-23
-6
25
0,7
-20
Desinvestimento
0,5
RolagensJuros,
Amortizações,
Contingências
Tributárias e
Outros
5
Captações
-26
14
Saldo Final
2015
-6
0,2
* *
*
*
*
*

25. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
3º Trimestre 2015
Informações:
Relacionamento com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br