O documento resume os resultados financeiros e operacionais da Petrobras no 4o trimestre e exercício de 2012. As três principais informações são: 1) A Petrobras alcançou lucro operacional de R$ 32,4 bilhões e lucro líquido de R$ 21,2 bilhões em 2012. 2) A produção total de petróleo e gás da Petrobras atingiu média de 1,98 milhões de barris por dia em 2012, dentro da meta prevista. 3) As reservas provadas de petróleo e gás da Pet

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