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DIVULGAÇÃO DE
       RESULTADOS

4º trimestre de 2012 e exercício de 2012
       Teleconferência/Webcast
        05 de Fevereiro de 2013
Aviso


   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",              Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
   "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja",
   "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos      A SEC somente permite que as companhias de óleo
   similares, visam a identificar tais previsões, as quais,     e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas
   evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou     provadas que a Companhia tenha comprovado por
   não pela Companhia e, consequentemente, não são              produção ou testes de formação conclusivos que
   garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto,      sejam viáveis econômica e legalmente nas condições
   os resultados futuros das operações da Companhia             econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
   podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve   alguns termos nesta apresentação, tais como
   se basear exclusivamente nas informações aqui contidas.      descobertas, que as orientações da SEC nos
   A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações       proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
   e previsões à luz de novas informações ou de seus
   desdobramentos futuros. Os valores informados para
   2013 em diante são estimativas ou metas.




                                                                                                                       2
Destaques de 2012
                • Lucro Operacional: R$ 32.397 milhões
  Resultado     • Lucro Líquido: R$ 21.182 milhões

                • Melhora no planejamento com alcance da meta em 2012 (2.022 mbpd ± 2%): 1.980 mbpd
                   • Início do FPSO Cid. Anchieta (Baleia Azul) em setembro: produção de 78 mbpd em dezembro
                   • Adiamento da entrada do FPSO Cid. Itajaí (Baúna e Piracaba): fev/13
                   • Parcela da produção do Pré-sal (Petrobras): de 5% em 2011 (100,3 mbpd) para 6,9% em 2012 (136,4 mbpd)
Exploração e       • Recorde diário de produção do Pré-sal: 213,9 mbpd em 27/dez (Petrobras)
 Produção                                                     245,6 mbpd em 31/dez (Petrobras com parceiros)
                • Recebimento de 15 sondas para águas profundas, totalizando 40 unidades
                • Reservas Provadas (Brasil e Exterior): 16,44 bilhões boe (critério SPE/ANP)
                • Índice de Reposição de Reservas (Brasil e Exterior): 103,3%
                • Reserva/Produção (Brasil e Exterior): 18,6 anos

                • Três aumentos de preço de diesel e dois de gasolina nos últimos oito meses: reajuste de 10,2% no diesel e
                  7,8% na gasolina em 2012 e novo aumento de 5,4% no diesel e 6,6% na gasolina em 30/jan/13
Abastecimento   • Produção de derivados: 1.997 mbpd (+5% em relação a 2011)
                • Volume de venda de derivados no país: 2.285 mbpd (+7% em relação a 2011)
                • Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias: 2.101 mbpd (de 09 a 12/ago)

                • Demanda de gás natural: 74,5 milhões m³/d (89,4 milhões m³/d no 4T12)
Gás e Energia   • Recorde diário de geração de energia: 5.883 MW em 26/nov (Petrobras)
                • Recorde diário de entrega de gás nacional: 49,6 milhões de m3/d em 11/out

                •   PROEF: aumento da eficiência operacional na Bacia de Campos (UO-BC e UO-RIO)
                •   PROCOP: meta de redução de custos de R$ 32 bilhões entre 2013 e 2016
   Gestão       •   PRODESIN: reestruturação com foco nas negociações. Execução da 1ª transação (BS-4: Atlanta e Oliva)
                •   Projetos de Investimento: 104,8% de realização das metas físicas previstas nas Curvas S de Desempenho
                                                                                                                            3
Produção no Brasil 2012: Alcance da meta prevista no PNG 2012-16
            • Redução de 2% na produção de óleo e LGN em função de: interrupção no campo de Frade devido à
              exsudação (-14 mbpd), paradas programadas com duração superior ao esperado (-6 mbpd) e problemas
              operacionais com interrupções não previstas (-68 mbpd).
            • Aumento da produção de gás natural em 5,6% com entrada de novos poços (Canapu e Lula) e início da
              exportação de GN do FPSO Cid. de Anchieta.
        2.700
                        2011
                                                                                                                                            2012
        2.600    Média 2.377 mboed
                                                                                                                                     Média 2.355 mboed
                2.491
        2.500                 2.456                                                             GN = de 355 mil boed para 375 mil boed
                                                                                                                                                 2.441

        2.400                          2.346                  2.350                                                                2.359
                                                                       2.339                                           2.333
                                                  2.305                           2.315       2.306
                      2011                                                                                                                       2012
mboed




        2.300      355 mboed
                                                                                                           2.222                              375 mboed
                 de Gás Natural                                                                                                             de Gás Natural
        2.200
                2.110         2.098
        2.100
                                                                                                                                                 2.032
                                       1.993                  1.989
        2.000                                     1.961                1.960                                                       1.968
                        2011                                                      1.940       1.928                        1.940
                  Média 2.022 mbpd
        1.900                                                                                                                               2012
                                                                                                           1.843
                                                                                                                                      Média 1.980 mbpd
        1.800
                jan-12       fev-12    mar-12     abr-12      mai-12   jun-12     jul-12      ago-12       set-12      out-12      nov-12        dez-12
                                          Produção de Óleo e LGN                Produção Total (Óleo, LGN e Gás Natural)

                          Produção não operada pela Petrobras: 46 mbpd em 2011 vs 23 mbpd em 2012
                          Produção operada pela Petrobras e repassada para terceiros: 26 mbpd em 2011 vs 38 mbpd em 2012
                                                                                                                                                             4
PROEF UO-BC: Programa de Aumento da Eficiência Operacional

                 A produção média da UO-BC foi de 459 mbpd em 2012, recuperação de 25 mbpd devido ao PROEF. A Eficiência Operacional
                 aumentou 11 p.p., de 67% em abril para 78% em dezembro. Dispêndios totais de US$ 831 milhões, VPL US$ 519 milhões.

                                         Plataformas: 29                                                                                                             sem PROEF
                                 550     Produção 2012: 459 mbpd
                                                                                                                                                                     com PROEF
 Produção de Óleo + LGN (mbpd)




                                                                                                                               Com PROEF evitou-se uma redução de 47 mbpd
                                         499         495                  Início PROEF                                                                                                                                                +25 mbpd
                                 500




                                                                                                                                                                                               Produção de Óleo 2012 (mbpd)
                                                                              UO-BC
                                                                   469                     468                                               465
                                                                                                     461                                                                                                                                      459
                                                                                                                               454                        448                       445
                                 450                                                         + 31 mbpd            437                                                  434                                                         434
                                                                                                         + 50                       + 29         + 57         + 34
                                                                              437          437                        + 32                                                 + 22         + 47
                                                                                                                               425
                                 400                                                                                                                      414
                                                                                                     411                                     408                       412
                                             Queda seria de 101 mbpd sem PROEF                                    405
                                                                                                                                                                                    398

                                 350
                                        jan/12      fev/12       mar/12      abr/12       mai/12    jun/12       jul/12       ago/12        set/12       out/12       nov/12       dez/12                                        Sem PROEF Com PROEF




                                                                                                                                                                                               Eficiência Operacional 2012 (%)
                                                             Início PROEF
                                                                 UO-BC                                                       +11p.p.
                                 80
Eficiência Operacional (%)




                                 75                                                                                                                                                                                                   +1.9 p.p.
                                 70
                                 65                                                                                                                                                78                                              69.8       71.7
                                        73          74                                                                                      75           76           74
                                 60                               71                      70         69                        71
                                                                              67                                 67
                                 55
                                 50
                                       jan/12      fev/12       mar/12      abr/12       mai/12    jun/12       jul/12       ago/12        set/12       out/12       nov/12       dez/12                                         Sem PROEF Com PROEF

                                                                                                                                                                                                                                                       5
Atividade Exploratória
         Reservas Provadas alcançaram 16,4 Bi boe. No Brasil, IRR acima de 100% pelo 21º ano consecutivo.
                          Destaque das descobertas em novas fronteiras exploratórias.

           Reservas Provadas 2012                                  Descobertas no Brasil 2012 / Bacias
                                                           Campos                    Santos             Sergipe - Alagoas
                      16,4 Bi boe
                                                            Pré-sal                  Pós-sal                     Pós-sal
                                           16%                                   Baúna e Piracaba
                                                                                                         Barra, Moita Bonita,
                                                          Pão de Açúcar
                                                                                      Pré-sal           Farfan, Muriú, Cumbe
 4%               96%
                                                                                Franco NW, Carioca
                                                                                Sela, Carioca Norte,
                                    84%                 Espírito Santo           Nordeste de Tupi,       Solimões / Ceará
                                                                                Carcará, Iara Oeste,
                                                            Pós-sal                                             Pós-sal
                                                                                Dolomita Sul, Sul de
      Brasil                          Gás Natural                               Guará, Franco SW e         Igarapé Chibata /
                                                        Tambuatá e Grana
      Internacional                   Óleo + LGN                                  Júpiter Nordeste              Pecém
                                                            Padano

 Índice de Sucesso (Onshore e Offshore)                                      Destaques Brasil
85%
                                     Pré-sal: 82%      IRR Brasil: 103% / R/P =19,3 anos
80%
                                                       IRR Brasil acima de 100% pelo 21º ano consecutivo
75%
70%                                       64%          Poços perfurados offshore: Pós-sal (38) + Pré-sal (19)
65%
          58%               59%                        Custo da descoberta em 2012 foi US$1,96/bbl
60%
55%                                                    R$ 11,6 bilhões investidos em exploração em 2012
50%
          2010              2011           2012                                                                                 6
Produção de Derivados: Foco na Produção de Diesel e Gasolina

                    Aumento de 82 mbpd na carga processada com maior uso de petróleo nacional e manutenção do perfil de
                    produção. O aumento da produção de diesel e gasolina em 2012 minimizou a necessidade de importação.



                                                                                                Carga Processada e                                                 Principais Unidades
                      Produção de Derivados                                                                                                                      Implementadas em 2012
                                                                                             Utilização da Capacidade
                                                                                                                                                                  (Refinarias / Unidades)

                                                                                  2.500                             96%         100
                              +5%                                                                92%                                                           RECAP – HDS de Nafta Craqueada
                                                                                                                                90
                                      1.997                                                                                                                    REPAR – HDT de Diesel
                     1.896                                                        2.000                             1.944       80
                                       196                                                      1.862
     Outros                                                                                                                                                    RLAM – HDT de Diesel
                      183
                                                    Carga processada (mbbl/dia)
                                                                                                                      351       70
                                       238                                                       340




                                                                                                                                     Fator de utilização (%)
       OC             234                                                                                                                                      REPAR – HDT de Nafta de Coque
                                              93
mbbl/dia




      QAV                    93                                                   1.500                                         60
      Nafta
                                              106
                             109       143                                                                                      50                             REVAP – HDS de Nafta Craqueada
      GLP             137
    Gasolina          395
                             +11%      438                                        1.000                                         40                             REFAP – HDS de Nafta Craqueada
                                                                                                           +5%
                                                                                                1.523                1.594
                                                                                                                    1.594
                                                                                                 1.527                          30                             REPAR – Reforma
                                                                                   500                                          20
           Diesel     745     +5%      782                                                                                                                     REPAR – Coque
                                                                                                                                10
                                                                                                                                                               REPAR – HDS de Nafta Craqueada
                                                                                     0                                          0
                     2011             2012                                                       2011               2012                                       REPLAN – HDS de Nafta Craqueada

                                                                                          Utilização da
                                                                                                                 Óleo Imp.   Óleo Nac.
                                                                                          Capacidade (%)

                                                                                                                                                                                                 7
Vendas de Derivados no Brasil 2012

          Aumento de 81 mbpd na venda de gasolina e 57 mbpd na de diesel em função do crescimento econômico,
                                               especialmente do varejo.


              Vendas de Derivados no Brasil


                             +7%                         O volume de vendas de derivados no mercado interno
                                    2.285                foi 7% superior ao de 2011:
                     2.131           199
           Outros     188            84                     Gasolina (+17%): expressivo crescimento da frota de
             OC        82            106
           QAV        101            165                     veículos flex associado à vantagem do preço da
           Nafta      167            224                     gasolina em relação ao etanol;
            GLP      224
 mbbl/d




                             +17%                           Diesel (+6%): crescimento da atividade de varejo e
                                     570
          Gasolina    489                                    maior consumo em termelétricas na região norte;

                                                            QAV (+5%): crescimento do setor de aviação.
                             +6%
            Diesel    880            937




                     2011           2012


                                                                                                                   8
Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional

                    • Os reajustes de preços não foram suficientes para eliminar a diferença entre preços internos e internacionais
                      em virtude da elevação do preço do óleo e, especialmente, pela variação cambial.
                    • A Companhia continuará perseguindo a paridade de preços, que constitui uma das premissas do Plano de
                      Negócios e Gestão.


                                                                     Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
                                                                      2011                                                                                                           2012                                                                 2013
                                                                                                                                                                            ∆ Câmbio: 14%
                                                                                                                                                                             ∆ Brent: 6%
                  260                                                                                                                                                                                                                               Câmbio: R$ 1,99/US$
                                                                                                                                                                                                                                                    Brent: US$ 115,94/bbl
                  240
                                                                                                      Câmbio: R$ 1,75/US$
                  220     Preço Médio de Venda                                                        Brent: US$ 108,91/bbl
                          Golfo Americano
Preços (R$/bbl)




                  200
                  180                                                                                                                                                                                                                               30/Jan
                                                                                                                                                                                        16/Jul                                                      Reajustes:
                                                                                                                                                                                 25/Jun
                  160                                                                                                                                                       Reajustes: Reajuste:                                                    Gasolina: 6,6%
                                                                                                              01/Nov
                           Preço Médio de Venda Brasil                                                    Reajustes:                                                   Gasolina: 7,83% Diesel: 6%                                                   Diesel: 5,4%
                  140                                                                                                                                                    Diesel: 3,94%
                                                                                                          Gasolina: 10%
                                                                                                          Diesel: 2%
                  120
                  100
                                                                                                                                                                                                                                                          *




                                                                                                                                                                                                                                                     jan/13
                                                                               jul/11




                                                                                                                                                                                              jul/12
                        jan/11




                                                                                                                                                                                                                set/12
                                 fev/11




                                                                      jun/11




                                                                                                 set/11




                                                                                                                                        jan/12

                                                                                                                                                 fev/12




                                                                                                                                                                                     jun/12




                                                                                                                                                                                                                                                              fev/13
                                                            mai/11




                                                                                                             out/11




                                                                                                                                                                            mai/12




                                                                                                                                                                                                                         out/12
                                                                                                                                                                                                                                                                       *
                                                   abr/11




                                                                                                                      nov/11

                                                                                                                               dez/11




                                                                                                                                                          mar/12

                                                                                                                                                                   abr/12




                                                                                                                                                                                                                                  nov/12

                                                                                                                                                                                                                                           dez/12
                                          mar-11




                                                                                        ago/11




                                                                                                                                                                                                       ago/12
                                                                                                                                                                                                                                                     * Projeção

      * Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível).
      ** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima.                                                                                                                                      9
Exportação e Importação de Petróleo e Derivados

  Crescimento do mercado superou o aumento da produção, levando à maior importação de gasolina e diesel. Maior
  carga nacional processada e menor produção de petróleo impactaram a exportação de petróleo em 2012.




                  Exportação                               Importação                      Saldo Líquido

                                                               +4%

                                                     749                779
                      -13%
            631
                                 548                                    346
                                                     362

            428                  364
mbpd




                                                               +16%
                                                     164                190
                                                              43         87                    +96%
            160                  153                           +102%
                     43                    31        180                156                   66              18

                                                                                    -184               -249
          Petróleo    OC       Outros Derivados   Diesel     Gasolina   Derivados
                                                                                    -118
                                                                                                       -231

           2011                 2012                2011                2012        2011               2012


                                                                                                                   10
Oferta e Demanda de Gás Natural

 Crescimento de 22% na demanda de gás natural em 2012 (74,5 MM m³/d), com destaque para o segmento
 termelétrico (+119%). Essa demanda foi atendida, principalmente, pela maior oferta nacional e pelo aumento da
 importação de GNL. O crescimento na produção de gás no Brasil reduziu a demanda de importação de GNL.

                                                          DEMANDA
                              2011 vs 2012                                              3T12 vs 4T12
                                                                                            +26%
                                   +22%
                                                                                                      89,4
                                             74,5
      milhão m³/dia




                            61,1                                                  71,0
                                                          Não-Térmico                                 38,3
                                             39,3
                            39,9                            Térmico               40,3

                                             23,0          Abast/E&P                                  38,6
                            10,5                                                  18,7
                                             12,1         Fertilizantes
                            10,8                                                  12,1                12,4
                            2011             2012                                 3T12                 4T12


                                                          OFERTA
                               2011 vs 2012                                            3T12 vs 4T12
                                                                                           +26%
                                   +22%

                                             74,9                                                  90,1
                                                                                 71,6
      milhão m³/dia




                            61,2
                                                          Nacional                                 43,5
                                             39,5                                39,6
                            33,5
                                                           Bolívia                                 30,8
                                             27,0                                24,6
                      1,6   26,1                    8,4     GNL           7,4                         16,0
                            2011             2012                                                  4T12
                                                                                3T12
                                                                                                                 11
Investimentos em 2012

               Investimentos de R$ 84 bilhões, representando 16% de crescimento sobre o realizado em 2011.




            Investimento Anual                  Investimento por Área                                     Principais Projetos
                                                               1,6%
                                                   2%                 0,4%
                    +16%                                  5%                               E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção de
                              84,1                   6%                                     Baleia Azul (Cid. de Anchieta), Sapinhoá (Cid. de São
            72,5                                                                            Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 e P-62) e
                                                                       51%                  Papa-Terra (P-61 e P-63).
R$ bilhão




                                                   34%                                     Abastecimento: Refinaria Abreu e Lima e Comperj.
                                                                                           G&E: UFN-3, Terminal de Regaseificação da Bahia e
                                                                                            UPGN Cabiúnas.
                                                                                           Internacional: Projetos de Desenvolvimento da
                                                  E&P                   Corporativo         Produção de Cascade e Saint-Malo.
            2011             2012                 Abastecimento         Distribuição
                                                  Internacional         Biocombustíveis
                                                  G&E




                      Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S):
                               realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%.



                                                                                                                                               12
Resultado Líquido dos Segmentos - 2011 vs 2012
                      Exploração e Produção                                                 Abastecimento
                        R$ 40,6 Bi vs R$ 45,4 Bi                                         - R$ 9,9 Bi vs - R$ 22,9 Bi

    ↑  Elevação dos preços de realização em função da
      .                                                             ↑ Reajuste de da utilização das refinarias dede 10,2% no el. .
                                                                       Aumento 7,8% no preço da gasolina e 92% para 96%
        desvalorização cambial de 17%.                              ↑ Ddddddddddddd7,8% no preço da gasolina e de 10,2% no
                                                                       Reajuste de        fflfdldljfdjdfjlkfjfjgjfg dsfkjldfldfjdlkfjdflj
    ↓  Crescimento das participações governamentais em +15%.
      .                                                               dslfkdfjldfjj
                                                                         diesel.
                                                                    ↑  Depreciação cambial ampliou derivados em +7%.
                                                                         Crescimento das vendas de a defasagem em relação a
    ↓  Aumento do custo de extração em +28%.
      .
                                                                    ↓  Crescimento cambial amplioude defasagem em relação aos
                                                                         Depreciação das vendas a derivados em +7%.
    ↓  Maiores baixas de poços secos.
      .                                                                 dfdgffdglkfdgl
                                                                         preços internacionais.
                                                                    ↓ Maiores importações de de gasolina (+102%) de de diesel
                                                                       Maiores importações gasolina (+102%) e e diesel
                                                                      (+16%).
                                                                         (+16%).
                                                                    ↓  Crescimento dos custos de aquisição do óleo em +21%.
                                                                      Crescimento dos custos de aquisição do óleo em Reais em
                                                                      +21%.Aumento do


                         Gás & Energia                                                         Internacional
                        R$ 3,1 Bi vs R$ 1,6 Bi                                               R$ 1,9 Bi vs R$ 1,3 Bi

↑ Aumento da oferta de gásgás nacional em +18%.
   Aumento da oferta de nacional em +18%.                          ↓  Reavaliação de ativos gerando perdas de R$ 487 milhões
                                                                      Reavaliação de ativos gerando perdas de R$ 487 milhões
                                                                        em 2012.
                                                                      em 2012.
↔Aumento do do despacho termelétrico, associado ao aumento
    Aumento despacho termelétrico, associado            aumento
  dopreço da energia (PLD), atendido pela pela maior importação
     do preço da energia (PLD), atendido                            ↓  Parada programada para manutenção no campo de Akpo, na
                                                                      Parada programada para manutenção no campo de Akpo, na
     de GNL e gás boliviano.
NL e gás boliviano.
                                                                        Nigéria.
                                                                      Nigéria.
↓ Reconhecimento de créditos fiscais no valor líquido líquido 928
    Reconhecimento de créditos fiscais no valor de R$ de
                                                                    ↓  Início da produção nos Campos de Cascade Chinook, em
                                                                      Início da produção nos Campos de Cascade e e Chinook, em
     R$ 928 milhões em 2011 (fato não recorrente).
  milhões em 2011                                                     águas profundas nono Golfo do México, com aumento do custo
                                                                        águas profundas Golfo do México, com aumento do custo
                                                                      dede extração, em função dos custos iniciais de produção.
                                                                         extração, em função dos custos iniciais de produção.

                                                                                                                                        13
Lucro Operacional 2011 vs 2012
(R$ milhões)
                             37.203




        45.403

                                                 (43.533)             (1.849)                                    32.397
                                                                                            (4.827)




        2011                 Receita              CPV             Despesas de            Outras                 2012
  Lucro Operacional         de Vendas                           vendas, gerais e        despesas          Lucro Operacional
                                                                administrativas


   Maior receita refletindo o crescimento da demanda e os preços mais elevados das exportações e das vendas de derivados.

   Elevação do CPV em função do maior volume de vendas, suprido por importações e pelo efeito da depreciação cambial sobre
     as importações e participações governamentais.

   Aumento das despesas gerais e administrativas devido principalmente aos maiores gastos com pessoal.

   Aumento de outras despesas operacionais em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais.

                                                                                                                              14
Lucro Líquido 2011 vs 2012
(R$ milhões)

     33.313


                                                                                       4.447             20               21.182
                    (13.006)                                           555
                                     (3.845)          (302)




     2011           Lucro          Resultado      Participação    Participação  Imposto de   Lucro Atrib.     2012
 Lucro Líquido    Operacional      Financeiro          em              nos     Renda e CSLL    aos não    Lucro Líquido
                                                 Investimentos      Lucros                  Controladores



 Menor resultado operacional devido ao aumento na demanda por derivados atendida em grande parte por importações e preços de
  realização abaixo dos internacionais.


 Redução do resultado financeiro pelo efeito da depreciação do Real e maior endividamento líquido denominado em dólar.


 Redução do imposto de renda a pagar devido ao menor resultado de 2012.

                                                                                                                                   15
Lucro Operacional 3T12 vs 4T12
(R$ milhões)

         8.864
                             (388)                                      98
                                                 (1.136)                                                         6.120
                                                                                          (1.318)




         3T12               Receita               CPV              Despesas de            Outras                 4T12
   Lucro Operacional       de Vendas                             vendas, gerais e        despesas          Lucro Operacional
                                                                 administrativas




 Receita: maiores preços e aumento da demanda compensados pela redução das exportações (receita de exportações em
  andamento ainda não reconhecidas).


 Aumento do CPV devido ao aumento do volume de vendas ter sido suprido em grande parte por importações.


 Crescimento das outras despesas em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais e perda na recuperação de
  ativos da área internacional.

                                                                                                                               16
Lucro Líquido 3T12 vs 4T12
(R$ milhões)


                                                                                       1.646               48           7.747
                                      3.357
      5.567
                                                       (10)            (117)


                    (2.744)


    3T12           Lucro           Resultado      Participação     Participação    Imposto de   Lucro Atrib.     4T12
Lucro Líquido    Operacional       Financeiro          em               nos       Renda e CSLL    aos não    Lucro Líquido
                                                 Investimentos       Lucros                    Controladores



 Aumento do resultado financeiro devido à venda de NTN-B e pelos rendimentos sobre depósitos judiciais.


 Redução do imposto de renda em função do benefício fiscal decorrente do provisionamento de juros sobre capital próprio.




                                                                                                                                17
Endividamento
                                          Endividamento Líquido/EBITDA                              Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida 1
           5,0                                                                                                                                              40%
                                                                                         28%                           28%                       30%
           4,0                24%                          24%                                                                                              30%

                                                                                                                                                            20%
           3,0
                                                                                                                                                        2   10%
                                                                                                                                                 2,77
           2,0                                                                           2,46                          2,42
                                                                                                                                                            0%
           1,0                1,66                         1,61
                                                                                                                                                            -10%

           0,0                                                                                                                                              -20%
                             4T11                          1T12                          2T12                          3T12                     4T12

                          R$ Bilhões                          31/12/12           31/12/11
           Endividamento de Curto Prazo                               15,3             19,0                    Menor geração de caixa operacional e
           Endividamento de Longo Prazo                             181,0             136,6                     crescimento do CAPEX levaram ao crescimento
                                                                                                                do endividamento líquido.
           Endividamento Total                                      196,3             155,6
           (-) Disponibilidades ajustadas 3                           48,5             52,5
                                                                                                               A depreciação cambial (9%)4 também impactou
           = Endividamento Líquido                                  147,8             103,0                     a dívida líquida.
                         US$ Bilhões
           Endividamento Líquido                                      72,3             54,9

1)   Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)
2)   Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)
3)   Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias
4)   Dólar final de venda                                                                                                                                          18
Dividendos

                                                 Dividendos Propostos
                                         PN = R$ 0,96 / ação e R$ 1,92 / ADR
                                         ON = R$ 0,47 / ação e R$ 0,94 / ADR
                              Nota: 1 ADR = 2 ações



                                                      Regras Gerais

       Companhias com duas classes de ações têm dever de pagamento mínimo de dividendos

       Valor mínimo a ser distribuído (PN + ON) de 25% do Lucro Líquido Ajustado

       Cálculo de pagamento de dividendos para acionistas preferencialistas. Prioridade no recebimento,
        prevalecendo sempre o maior dos critérios abaixo:

              25% do Lucro Líquido Ajustado

              3% do valor do Patrimônio Líquido da ação

              5% do Capital Social representado por essa classe




                                                                                                           19
Perspectivas para 2013

                         Gestão                                                  Produção de Óleo no Brasil
    PROCOP: implementação do Programa, com obtenção             Produção média no mesmo patamar de 2012.
     dos primeiros resultados em 2013.                           Menor patamar de produção no 1S13 está associado à
    PROEF: Continuação dos trabalhos de recuperação da           concentração de paradas programadas e à menor
     eficiência operacional.                                      contribuição de novos sistemas. No 2S13 a situação se
                                                                  inverte, com o ramp-up de produção dos campos de
    PRODESIN: intensificação do Programa de                      Sapinhoá, Baúna e Piracaba, Lula NE, Papa-Terra P-63 e
     Desinvestimentos.                                            Roncador P-55, dando sustentação para o aumento da
                                                                  produção previsto para 2014.
                     Investimentos
                                                                                                              Capacidade Total /
                                                                                                Entrada em
                                                                  6 Novas Plataformas em 2013                 Parcela Petrobras
    Orçamento de capital: R$ 97,7 bilhões, sendo 53% para                                       Operação
                                                                                                                   (mbpd)
     o E&P e 33% para o Abastecimento.                           Piloto de Sapinhoá
                                                                                                  Jan-13           120 / 54
                                                                 FPSO Cid. São Paulo

           Refino e Mercado de Derivados                         Baúna e Piracaba
                                                                                                  Fev-13            80 / 80
                                                                 FPSO Cid. Itajaí
    Crescimento de 4% do mercado de derivados, menor            Piloto de Lula NE
                                                                                                  Mai-13           120 / 78
     que o verificado em 2012 (8%).                              FPSO Cid. Paraty
    Produção do parque de refino no mesmo patamar de            Papa Terra
                                                                                                  Jul-13          140 / 87,5*
     2012, apesar do maior número de paradas                     P-63
     programadas.                                                Roncador Mod. III
                                                                                                  Set-13           180 / 180
    Maior produção de diesel (5%), em detrimento dos            P-55
     demais derivados.                                                                                           * Utilização da
                                                                 Papa Terra                       Dez-13
    Maior participação do óleo nacional na carga fresca                                                         capacidade de
                                                                 P-61
                                                                                                             processamento da P-63
     processada (84%, contra 82% em 2012).
                                                                     Início do TLD de Franco (Cessão Onerosa).
                                                                     Início do TLD de Sapinhoá Norte.
                                                                                                                                   20
DIVULGAÇÃO DE
         RESULTADOS
                   FIM
4º trimestre de 2012 e exercício de 2012
       Teleconferência/Webcast
        05 de Fevereiro de 2013

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  • 1. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 4º trimestre de 2012 e exercício de 2012 Teleconferência/Webcast 05 de Fevereiro de 2013
  • 2. Aviso 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", Aviso aos Investidores Norte-Americanos: "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos A SEC somente permite que as companhias de óleo similares, visam a identificar tais previsões, as quais, e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou provadas que a Companhia tenha comprovado por não pela Companhia e, consequentemente, não são produção ou testes de formação conclusivos que garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, sejam viáveis econômica e legalmente nas condições os resultados futuros das operações da Companhia econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve alguns termos nesta apresentação, tais como se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. descobertas, que as orientações da SEC nos A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2013 em diante são estimativas ou metas. 2
  • 3. Destaques de 2012 • Lucro Operacional: R$ 32.397 milhões Resultado • Lucro Líquido: R$ 21.182 milhões • Melhora no planejamento com alcance da meta em 2012 (2.022 mbpd ± 2%): 1.980 mbpd • Início do FPSO Cid. Anchieta (Baleia Azul) em setembro: produção de 78 mbpd em dezembro • Adiamento da entrada do FPSO Cid. Itajaí (Baúna e Piracaba): fev/13 • Parcela da produção do Pré-sal (Petrobras): de 5% em 2011 (100,3 mbpd) para 6,9% em 2012 (136,4 mbpd) Exploração e • Recorde diário de produção do Pré-sal: 213,9 mbpd em 27/dez (Petrobras) Produção 245,6 mbpd em 31/dez (Petrobras com parceiros) • Recebimento de 15 sondas para águas profundas, totalizando 40 unidades • Reservas Provadas (Brasil e Exterior): 16,44 bilhões boe (critério SPE/ANP) • Índice de Reposição de Reservas (Brasil e Exterior): 103,3% • Reserva/Produção (Brasil e Exterior): 18,6 anos • Três aumentos de preço de diesel e dois de gasolina nos últimos oito meses: reajuste de 10,2% no diesel e 7,8% na gasolina em 2012 e novo aumento de 5,4% no diesel e 6,6% na gasolina em 30/jan/13 Abastecimento • Produção de derivados: 1.997 mbpd (+5% em relação a 2011) • Volume de venda de derivados no país: 2.285 mbpd (+7% em relação a 2011) • Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias: 2.101 mbpd (de 09 a 12/ago) • Demanda de gás natural: 74,5 milhões m³/d (89,4 milhões m³/d no 4T12) Gás e Energia • Recorde diário de geração de energia: 5.883 MW em 26/nov (Petrobras) • Recorde diário de entrega de gás nacional: 49,6 milhões de m3/d em 11/out • PROEF: aumento da eficiência operacional na Bacia de Campos (UO-BC e UO-RIO) • PROCOP: meta de redução de custos de R$ 32 bilhões entre 2013 e 2016 Gestão • PRODESIN: reestruturação com foco nas negociações. Execução da 1ª transação (BS-4: Atlanta e Oliva) • Projetos de Investimento: 104,8% de realização das metas físicas previstas nas Curvas S de Desempenho 3
  • 4. Produção no Brasil 2012: Alcance da meta prevista no PNG 2012-16 • Redução de 2% na produção de óleo e LGN em função de: interrupção no campo de Frade devido à exsudação (-14 mbpd), paradas programadas com duração superior ao esperado (-6 mbpd) e problemas operacionais com interrupções não previstas (-68 mbpd). • Aumento da produção de gás natural em 5,6% com entrada de novos poços (Canapu e Lula) e início da exportação de GN do FPSO Cid. de Anchieta. 2.700 2011 2012 2.600 Média 2.377 mboed Média 2.355 mboed 2.491 2.500 2.456 GN = de 355 mil boed para 375 mil boed 2.441 2.400 2.346 2.350 2.359 2.339 2.333 2.305 2.315 2.306 2011 2012 mboed 2.300 355 mboed 2.222 375 mboed de Gás Natural de Gás Natural 2.200 2.110 2.098 2.100 2.032 1.993 1.989 2.000 1.961 1.960 1.968 2011 1.940 1.928 1.940 Média 2.022 mbpd 1.900 2012 1.843 Média 1.980 mbpd 1.800 jan-12 fev-12 mar-12 abr-12 mai-12 jun-12 jul-12 ago-12 set-12 out-12 nov-12 dez-12 Produção de Óleo e LGN Produção Total (Óleo, LGN e Gás Natural)  Produção não operada pela Petrobras: 46 mbpd em 2011 vs 23 mbpd em 2012  Produção operada pela Petrobras e repassada para terceiros: 26 mbpd em 2011 vs 38 mbpd em 2012 4
  • 5. PROEF UO-BC: Programa de Aumento da Eficiência Operacional A produção média da UO-BC foi de 459 mbpd em 2012, recuperação de 25 mbpd devido ao PROEF. A Eficiência Operacional aumentou 11 p.p., de 67% em abril para 78% em dezembro. Dispêndios totais de US$ 831 milhões, VPL US$ 519 milhões. Plataformas: 29 sem PROEF 550 Produção 2012: 459 mbpd com PROEF Produção de Óleo + LGN (mbpd) Com PROEF evitou-se uma redução de 47 mbpd 499 495 Início PROEF +25 mbpd 500 Produção de Óleo 2012 (mbpd) UO-BC 469 468 465 461 459 454 448 445 450 + 31 mbpd 437 434 434 + 50 + 29 + 57 + 34 437 437 + 32 + 22 + 47 425 400 414 411 408 412 Queda seria de 101 mbpd sem PROEF 405 398 350 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 Sem PROEF Com PROEF Eficiência Operacional 2012 (%) Início PROEF UO-BC +11p.p. 80 Eficiência Operacional (%) 75 +1.9 p.p. 70 65 78 69.8 71.7 73 74 75 76 74 60 71 70 69 71 67 67 55 50 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 Sem PROEF Com PROEF 5
  • 6. Atividade Exploratória Reservas Provadas alcançaram 16,4 Bi boe. No Brasil, IRR acima de 100% pelo 21º ano consecutivo. Destaque das descobertas em novas fronteiras exploratórias. Reservas Provadas 2012 Descobertas no Brasil 2012 / Bacias Campos Santos Sergipe - Alagoas 16,4 Bi boe Pré-sal Pós-sal Pós-sal 16% Baúna e Piracaba Barra, Moita Bonita, Pão de Açúcar Pré-sal Farfan, Muriú, Cumbe 4% 96% Franco NW, Carioca Sela, Carioca Norte, 84% Espírito Santo Nordeste de Tupi, Solimões / Ceará Carcará, Iara Oeste, Pós-sal Pós-sal Dolomita Sul, Sul de Brasil Gás Natural Guará, Franco SW e Igarapé Chibata / Tambuatá e Grana Internacional Óleo + LGN Júpiter Nordeste Pecém Padano Índice de Sucesso (Onshore e Offshore) Destaques Brasil 85% Pré-sal: 82%  IRR Brasil: 103% / R/P =19,3 anos 80%  IRR Brasil acima de 100% pelo 21º ano consecutivo 75% 70% 64%  Poços perfurados offshore: Pós-sal (38) + Pré-sal (19) 65% 58% 59%  Custo da descoberta em 2012 foi US$1,96/bbl 60% 55%  R$ 11,6 bilhões investidos em exploração em 2012 50% 2010 2011 2012 6
  • 7. Produção de Derivados: Foco na Produção de Diesel e Gasolina Aumento de 82 mbpd na carga processada com maior uso de petróleo nacional e manutenção do perfil de produção. O aumento da produção de diesel e gasolina em 2012 minimizou a necessidade de importação. Carga Processada e Principais Unidades Produção de Derivados Implementadas em 2012 Utilização da Capacidade (Refinarias / Unidades) 2.500 96% 100 +5% 92% RECAP – HDS de Nafta Craqueada 90 1.997 REPAR – HDT de Diesel 1.896 2.000 1.944 80 196 1.862 Outros RLAM – HDT de Diesel 183 Carga processada (mbbl/dia) 351 70 238 340 Fator de utilização (%) OC 234 REPAR – HDT de Nafta de Coque 93 mbbl/dia QAV 93 1.500 60 Nafta 106 109 143 50 REVAP – HDS de Nafta Craqueada GLP 137 Gasolina 395 +11% 438 1.000 40 REFAP – HDS de Nafta Craqueada +5% 1.523 1.594 1.594 1.527 30 REPAR – Reforma 500 20 Diesel 745 +5% 782 REPAR – Coque 10 REPAR – HDS de Nafta Craqueada 0 0 2011 2012 2011 2012 REPLAN – HDS de Nafta Craqueada Utilização da Óleo Imp. Óleo Nac. Capacidade (%) 7
  • 8. Vendas de Derivados no Brasil 2012 Aumento de 81 mbpd na venda de gasolina e 57 mbpd na de diesel em função do crescimento econômico, especialmente do varejo. Vendas de Derivados no Brasil +7% O volume de vendas de derivados no mercado interno 2.285 foi 7% superior ao de 2011: 2.131 199 Outros 188 84  Gasolina (+17%): expressivo crescimento da frota de OC 82 106 QAV 101 165 veículos flex associado à vantagem do preço da Nafta 167 224 gasolina em relação ao etanol; GLP 224 mbbl/d +17%  Diesel (+6%): crescimento da atividade de varejo e 570 Gasolina 489 maior consumo em termelétricas na região norte;  QAV (+5%): crescimento do setor de aviação. +6% Diesel 880 937 2011 2012 8
  • 9. Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional • Os reajustes de preços não foram suficientes para eliminar a diferença entre preços internos e internacionais em virtude da elevação do preço do óleo e, especialmente, pela variação cambial. • A Companhia continuará perseguindo a paridade de preços, que constitui uma das premissas do Plano de Negócios e Gestão. Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** 2011 2012 2013 ∆ Câmbio: 14% ∆ Brent: 6% 260 Câmbio: R$ 1,99/US$ Brent: US$ 115,94/bbl 240 Câmbio: R$ 1,75/US$ 220 Preço Médio de Venda Brent: US$ 108,91/bbl Golfo Americano Preços (R$/bbl) 200 180 30/Jan 16/Jul Reajustes: 25/Jun 160 Reajustes: Reajuste: Gasolina: 6,6% 01/Nov Preço Médio de Venda Brasil Reajustes: Gasolina: 7,83% Diesel: 6% Diesel: 5,4% 140 Diesel: 3,94% Gasolina: 10% Diesel: 2% 120 100 * jan/13 jul/11 jul/12 jan/11 set/12 fev/11 jun/11 set/11 jan/12 fev/12 jun/12 fev/13 mai/11 out/11 mai/12 out/12 * abr/11 nov/11 dez/11 mar/12 abr/12 nov/12 dez/12 mar-11 ago/11 ago/12 * Projeção * Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível). ** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima. 9
  • 10. Exportação e Importação de Petróleo e Derivados Crescimento do mercado superou o aumento da produção, levando à maior importação de gasolina e diesel. Maior carga nacional processada e menor produção de petróleo impactaram a exportação de petróleo em 2012. Exportação Importação Saldo Líquido +4% 749 779 -13% 631 548 346 362 428 364 mbpd +16% 164 190 43 87 +96% 160 153 +102% 43 31 180 156 66 18 -184 -249 Petróleo OC Outros Derivados Diesel Gasolina Derivados -118 -231 2011 2012 2011 2012 2011 2012 10
  • 11. Oferta e Demanda de Gás Natural Crescimento de 22% na demanda de gás natural em 2012 (74,5 MM m³/d), com destaque para o segmento termelétrico (+119%). Essa demanda foi atendida, principalmente, pela maior oferta nacional e pelo aumento da importação de GNL. O crescimento na produção de gás no Brasil reduziu a demanda de importação de GNL. DEMANDA 2011 vs 2012 3T12 vs 4T12 +26% +22% 89,4 74,5 milhão m³/dia 61,1 71,0 Não-Térmico 38,3 39,3 39,9 Térmico 40,3 23,0 Abast/E&P 38,6 10,5 18,7 12,1 Fertilizantes 10,8 12,1 12,4 2011 2012 3T12 4T12 OFERTA 2011 vs 2012 3T12 vs 4T12 +26% +22% 74,9 90,1 71,6 milhão m³/dia 61,2 Nacional 43,5 39,5 39,6 33,5 Bolívia 30,8 27,0 24,6 1,6 26,1 8,4 GNL 7,4 16,0 2011 2012 4T12 3T12 11
  • 12. Investimentos em 2012 Investimentos de R$ 84 bilhões, representando 16% de crescimento sobre o realizado em 2011. Investimento Anual Investimento por Área Principais Projetos 1,6% 2% 0,4% +16% 5%  E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção de 84,1 6% Baleia Azul (Cid. de Anchieta), Sapinhoá (Cid. de São 72,5 Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 e P-62) e 51% Papa-Terra (P-61 e P-63). R$ bilhão 34%  Abastecimento: Refinaria Abreu e Lima e Comperj.  G&E: UFN-3, Terminal de Regaseificação da Bahia e UPGN Cabiúnas.  Internacional: Projetos de Desenvolvimento da E&P Corporativo Produção de Cascade e Saint-Malo. 2011 2012 Abastecimento Distribuição Internacional Biocombustíveis G&E Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%. 12
  • 13. Resultado Líquido dos Segmentos - 2011 vs 2012 Exploração e Produção Abastecimento R$ 40,6 Bi vs R$ 45,4 Bi - R$ 9,9 Bi vs - R$ 22,9 Bi ↑  Elevação dos preços de realização em função da . ↑ Reajuste de da utilização das refinarias dede 10,2% no el. .  Aumento 7,8% no preço da gasolina e 92% para 96% desvalorização cambial de 17%. ↑ Ddddddddddddd7,8% no preço da gasolina e de 10,2% no  Reajuste de fflfdldljfdjdfjlkfjfjgjfg dsfkjldfldfjdlkfjdflj ↓  Crescimento das participações governamentais em +15%. . dslfkdfjldfjj diesel. ↑  Depreciação cambial ampliou derivados em +7%. Crescimento das vendas de a defasagem em relação a ↓  Aumento do custo de extração em +28%. . ↓  Crescimento cambial amplioude defasagem em relação aos Depreciação das vendas a derivados em +7%. ↓  Maiores baixas de poços secos. . dfdgffdglkfdgl preços internacionais. ↓ Maiores importações de de gasolina (+102%) de de diesel  Maiores importações gasolina (+102%) e e diesel (+16%). (+16%). ↓  Crescimento dos custos de aquisição do óleo em +21%. Crescimento dos custos de aquisição do óleo em Reais em +21%.Aumento do Gás & Energia Internacional R$ 3,1 Bi vs R$ 1,6 Bi R$ 1,9 Bi vs R$ 1,3 Bi ↑ Aumento da oferta de gásgás nacional em +18%.  Aumento da oferta de nacional em +18%. ↓  Reavaliação de ativos gerando perdas de R$ 487 milhões Reavaliação de ativos gerando perdas de R$ 487 milhões em 2012. em 2012. ↔Aumento do do despacho termelétrico, associado ao aumento  Aumento despacho termelétrico, associado aumento dopreço da energia (PLD), atendido pela pela maior importação do preço da energia (PLD), atendido ↓  Parada programada para manutenção no campo de Akpo, na Parada programada para manutenção no campo de Akpo, na de GNL e gás boliviano. NL e gás boliviano. Nigéria. Nigéria. ↓ Reconhecimento de créditos fiscais no valor líquido líquido 928  Reconhecimento de créditos fiscais no valor de R$ de ↓  Início da produção nos Campos de Cascade Chinook, em Início da produção nos Campos de Cascade e e Chinook, em R$ 928 milhões em 2011 (fato não recorrente). milhões em 2011 águas profundas nono Golfo do México, com aumento do custo águas profundas Golfo do México, com aumento do custo dede extração, em função dos custos iniciais de produção. extração, em função dos custos iniciais de produção. 13
  • 14. Lucro Operacional 2011 vs 2012 (R$ milhões) 37.203 45.403 (43.533) (1.849) 32.397 (4.827) 2011 Receita CPV Despesas de Outras 2012 Lucro Operacional de Vendas vendas, gerais e despesas Lucro Operacional administrativas  Maior receita refletindo o crescimento da demanda e os preços mais elevados das exportações e das vendas de derivados.  Elevação do CPV em função do maior volume de vendas, suprido por importações e pelo efeito da depreciação cambial sobre as importações e participações governamentais.  Aumento das despesas gerais e administrativas devido principalmente aos maiores gastos com pessoal.  Aumento de outras despesas operacionais em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais. 14
  • 15. Lucro Líquido 2011 vs 2012 (R$ milhões) 33.313 4.447 20 21.182 (13.006) 555 (3.845) (302) 2011 Lucro Resultado Participação Participação Imposto de Lucro Atrib. 2012 Lucro Líquido Operacional Financeiro em nos Renda e CSLL aos não Lucro Líquido Investimentos Lucros Controladores  Menor resultado operacional devido ao aumento na demanda por derivados atendida em grande parte por importações e preços de realização abaixo dos internacionais.  Redução do resultado financeiro pelo efeito da depreciação do Real e maior endividamento líquido denominado em dólar.  Redução do imposto de renda a pagar devido ao menor resultado de 2012. 15
  • 16. Lucro Operacional 3T12 vs 4T12 (R$ milhões) 8.864 (388) 98 (1.136) 6.120 (1.318) 3T12 Receita CPV Despesas de Outras 4T12 Lucro Operacional de Vendas vendas, gerais e despesas Lucro Operacional administrativas  Receita: maiores preços e aumento da demanda compensados pela redução das exportações (receita de exportações em andamento ainda não reconhecidas).  Aumento do CPV devido ao aumento do volume de vendas ter sido suprido em grande parte por importações.  Crescimento das outras despesas em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais e perda na recuperação de ativos da área internacional. 16
  • 17. Lucro Líquido 3T12 vs 4T12 (R$ milhões) 1.646 48 7.747 3.357 5.567 (10) (117) (2.744) 3T12 Lucro Resultado Participação Participação Imposto de Lucro Atrib. 4T12 Lucro Líquido Operacional Financeiro em nos Renda e CSLL aos não Lucro Líquido Investimentos Lucros Controladores  Aumento do resultado financeiro devido à venda de NTN-B e pelos rendimentos sobre depósitos judiciais.  Redução do imposto de renda em função do benefício fiscal decorrente do provisionamento de juros sobre capital próprio. 17
  • 18. Endividamento Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida 1 5,0 40% 28% 28% 30% 4,0 24% 24% 30% 20% 3,0 2 10% 2,77 2,0 2,46 2,42 0% 1,0 1,66 1,61 -10% 0,0 -20% 4T11 1T12 2T12 3T12 4T12 R$ Bilhões 31/12/12 31/12/11 Endividamento de Curto Prazo 15,3 19,0  Menor geração de caixa operacional e Endividamento de Longo Prazo 181,0 136,6 crescimento do CAPEX levaram ao crescimento do endividamento líquido. Endividamento Total 196,3 155,6 (-) Disponibilidades ajustadas 3 48,5 52,5  A depreciação cambial (9%)4 também impactou = Endividamento Líquido 147,8 103,0 a dívida líquida. US$ Bilhões Endividamento Líquido 72,3 54,9 1) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido) 2) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos) 3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias 4) Dólar final de venda 18
  • 19. Dividendos Dividendos Propostos PN = R$ 0,96 / ação e R$ 1,92 / ADR ON = R$ 0,47 / ação e R$ 0,94 / ADR Nota: 1 ADR = 2 ações Regras Gerais  Companhias com duas classes de ações têm dever de pagamento mínimo de dividendos  Valor mínimo a ser distribuído (PN + ON) de 25% do Lucro Líquido Ajustado  Cálculo de pagamento de dividendos para acionistas preferencialistas. Prioridade no recebimento, prevalecendo sempre o maior dos critérios abaixo:  25% do Lucro Líquido Ajustado  3% do valor do Patrimônio Líquido da ação  5% do Capital Social representado por essa classe 19
  • 20. Perspectivas para 2013 Gestão Produção de Óleo no Brasil  PROCOP: implementação do Programa, com obtenção  Produção média no mesmo patamar de 2012. dos primeiros resultados em 2013.  Menor patamar de produção no 1S13 está associado à  PROEF: Continuação dos trabalhos de recuperação da concentração de paradas programadas e à menor eficiência operacional. contribuição de novos sistemas. No 2S13 a situação se inverte, com o ramp-up de produção dos campos de  PRODESIN: intensificação do Programa de Sapinhoá, Baúna e Piracaba, Lula NE, Papa-Terra P-63 e Desinvestimentos. Roncador P-55, dando sustentação para o aumento da produção previsto para 2014. Investimentos Capacidade Total / Entrada em 6 Novas Plataformas em 2013 Parcela Petrobras  Orçamento de capital: R$ 97,7 bilhões, sendo 53% para Operação (mbpd) o E&P e 33% para o Abastecimento. Piloto de Sapinhoá Jan-13 120 / 54 FPSO Cid. São Paulo Refino e Mercado de Derivados Baúna e Piracaba Fev-13 80 / 80 FPSO Cid. Itajaí  Crescimento de 4% do mercado de derivados, menor Piloto de Lula NE Mai-13 120 / 78 que o verificado em 2012 (8%). FPSO Cid. Paraty  Produção do parque de refino no mesmo patamar de Papa Terra Jul-13 140 / 87,5* 2012, apesar do maior número de paradas P-63 programadas. Roncador Mod. III Set-13 180 / 180  Maior produção de diesel (5%), em detrimento dos P-55 demais derivados. * Utilização da Papa Terra Dez-13  Maior participação do óleo nacional na carga fresca capacidade de P-61 processamento da P-63 processada (84%, contra 82% em 2012).  Início do TLD de Franco (Cessão Onerosa).  Início do TLD de Sapinhoá Norte. 20
  • 21. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS FIM 4º trimestre de 2012 e exercício de 2012 Teleconferência/Webcast 05 de Fevereiro de 2013