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DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
2º Trimestre de 2014
__
Teleconferência / Webcast
11 de Agosto de 2014
AVISOS
Estas apresentações podem conter previsões acerca de
eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas
dos administradores da Companhia sobre condições futuras da
economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos
resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja",
"projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos
similares, visam a identificar tais previsões, as quais,
evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não
pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de
resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados
futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais
expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas
informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a
atualizar as apresentações e previsões à luz de novas
informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores
informados para 2014 em diante são estimativas ou metas.
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás
incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que
a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de
formação conclusivos que sejam viáveis econômica e
legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes.
Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como
descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar
em nossos relatórios arquivados.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
3
Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil
Produção Operada pela Petrobras no 2T14 foi de 2.072 mbpd
FPSO Cid. São Paulo
(Sapinhoá)
1.850
2.400
2.350
2.300
2.250
2.200
2.150
2.100
2.050
2.000
1.950
1.900
1.996
jul-14
2.152
jun-14
2.120
mai-14
2.078
abr-14
2.019
mar-14
2.017
fev-14
2.012
jan-14
1.990
dez-13
2.029
nov-13
2.012
out-13
1.997
set-13
2.025
ago-13
1.954
jul-13
1.932
jun-13
2.024
mai-13
1.925
abr-13
1.977
mar-13
1.893
fev-13
1.957
jan-13
Mil bpd 2013: 1.977 mbpd
1T13
Média 1.948
2T13
Média 1.975
4T13
Média 2.013
2T14
Média 2.072
3T13
Média 1.969
P-58
(Parque das Baleias)
P-55
(Roncador)
P-63
(Papa-Terra)
11/NovFPSO Cid. Paraty
(Piloto de Lula NE)
FPSO Cidade de Itajaí
(Baúna)
16/Fev
5/Jan
17/Mar
31/DezCapacidade:
120 mbpd (45% Petrobras)
2013 – 24 mbpd
2T14 – 89 mbpd
Capacidade:
80 mbpd (100% Petrobras)
2013 – 36 mbpd
2T14 – 69 mbpd
Capacidade:
120 mbpd (65% Petrobras)
2013 – 15 mbpd
2T14 – 44 mbpd
Capacidade:
140 mbpd (62,5% Petrobras)
2013 – 1 mbpd
2T14 – 27 mbpd
Capacidade:
180 mbpd
(100% Petrobras)
2T14 – 18 mbpd
Capacidade:
180 mbpd
(100% Petrobras)
2T14 – 38 mbpd
Produção Operada pela Petrobras
6/Jun
1T14
Média 2.006
P-62
(Roncador)
12/Mai
Capacidade:
180 mbpd
(100% Petrobras)
2T14 – 8 mbpd
4
Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil
Produção da Petrobras no 2T14 foi de 1.972 mbpd, +50 mbpd frente ao 1T14
Principais fatores que impactaram a produção de óleo no 2T14 frente ao 1T14
 Início da produção da P-62 (Roncador)
 Contribuição de novos poços nas plataformas P-55 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias) e FPSO Cidade de São Paulo (Sapinhoá).
 Crescimento da produção de forma sustentada (1.926 mbpd em março para 2.008 mbpd em junho), ou seja, +82 mbpd de produção ao longo do 2T14.
FPSO Cid. São Paulo
(Sapinhoá)
2.400
2.350
2.300
2.250
2.200
2.150
2.100
2.050
2.000
1.950
1.900
1.850
2.012
jan-14
1.917
1.990
dez-13
1.964
2.029
nov-13
1.957
2.012
out-13
1.960
1.997
set-13
1.979
2.025
ago-13
1.908
1.954
jul-13
1.888
1.932
jun-13
1.979
2.024
mai-13
1.892
jul-14
2.049
2.152
jun-14
2.008
2.120
mai-14
1.975
2.078
abr-14
1.933
2.019
mar-14
1.926
2.017
fev-14
1.923
1.920
1.957 1.925
abr-13
1.924
1.977
mar-13
1.846
1.893
fev-13jan-13
1.965
1.996
Mil bpd 2013: 1.931 mbpd
1T13
Média 1.910
2T13
Média 1.931
4T13
Média 1.960
2T14
Média 1.972
3T13
Média 1.924
P-58
(Parque das Baleias)
P-55
(Roncador)
P-63
(Papa-Terra)
11/NovFPSO Cid. Paraty
(Piloto de Lula NE)
FPSO Cidade de Itajaí
(Baúna)
16/Fev
5/Jan
17/Mar
31/DezCapacidade:
120 mbpd (45% Petrobras)
2013 – 11 mbpd
2T14 – 40 mbpd
Capacidade:
80 mbpd (100% Petrobras)
2013 – 36 mbpd
2T14 – 69 mbpd
Capacidade:
120 mbpd (65% Petrobras)
2013 – 10 mbpd
2T14 – 28 mbpd
Capacidade:
140 mbpd (62,5% Petrobras)
2013 – 1 mbpd
2T14 – 17 mbpd
Capacidade:
180 mbpd
(100% Petrobras)
2T14 – 18 mbpd
Capacidade:
180 mbpd
(100% Petrobras)
2T14 – 38 mbpd
6/Jun
1T14
Média 1.922
P-62
(Roncador)
12/Mai
Capacidade:
180 mbpd
(100% Petrobras)
2T14 – 8 mbpd
Produção Operada pela Petrobras Produção da Petrobras
5
302
169
119
41
153
546
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
2011 20142010 201320082003 2006 200720052004 2009 2012
Produção de Petróleo no Pré-Sal
Recorde diário de 546 mil bpd em 13/Julho com 25 poços
Mil bpd
Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde diário alcançado em 13/07/2014
P-58
A alta produtividade dos poços do pré-sal contribuem para o menor custo de extração (CE) destes projetos.
O campo de Lula tem custo de extração de US$ 9/boe (2013), frente a um CE de US$ 14,76/boe da Petrobras.
Recordes sucessivos de produção do Pré-Sal:
 18/fev: interligação do 1º poço do boião (BSR1) ao FPSO Cid. São Paulo, com 36 mbpd (melhor poço do país);
 17/mar: 1º óleo da P-58;
 03/abr: interligação do 2º poço ao BSR1, com 35 mbpd;
 15/abr: Início da exportação de gás do FPSO Cid. São Paulo;
 09/mai: interligação do 1º poço à BSR2 (FPSO Cid. Paraty), com 31 mbpd;
 09/mai: concluída a instalação da BSR4, última das 4 bóias de sustentação de risers;
 25/jun: Início da exportação de gás do FPSO Cid. Paraty;
 28/jun: Início da exportação de gás da P-58.
FPSO Cidade de São Paulo
Capacidade: 180 mbpd
(100% Petrobras)
1T14: 2 mbpd
2T14: 38 mbpd
Capacidade: 120 mbpd (45% Petrobras)
Produção Total:
2013: 24 mbpd / 1T14: 44 mbpd / 2T14: 89 mbpd (05/01/13) (17/03/14)
)
6
3T14 4T14
Média 2014: 2.075 mbpd +/- 1%
Fatores que sustentam o crescimento da produção:
 Novos sistemas: P-61/TAD (4T14), FPSO Cidade de Ilhabela (4T14) e FPSO Cidade de Mangaratiba (4T14).
 Interligação de 33 poços produtores no 2S14, 30 já interligados no 1S14.
- MAIOR FROTA DE PLSVs: 11 no 1T14, 13 no 2T14, 16 no 3T14 e 19 navios no 4T14.
- MAIOR PRODUTIVIDADE: de 84 km / PLSV / ano no 2T13 para 114 km / PLSV / ano no 2T14 (+36%).
- GRAU DE PRONTIDÃO: Redução do tempo não produtivo de PLSVs, de 33% do tempo no 2T13 para 31% do tempo no 2T14.
Mil bpd
2.600
2.500
2.400
2.200
2.000
2.300
2.100
1.900
1.800
0
nov-14
set-14
2.103
out-14
ago-14
jul-14
2.049
jun-14
2.008
mai-14
1.975
abr-14
1.933
mar-14
1.926
fev-14
1.923
jan-14
1.917
dez-13
1.964
nov-13
1.957
out-13
1.960set-131.979
dez-14
1.908
jul-13
1.888
jun-13
1.979
mai-13
1.892
ago-13
1.924
mar-13
1.846
fev-13
1.920
jan-13
1.965
abr-13
2T13
Média 1.931
3T13
Média 1.924
4T13
Média 1.960
Média 2013: 1.931 mbpd
1T13
Média 1.910
1T14
Média 1.922
P-62
Realizado
FPSO Cid. São Paulo
FPSO Cid. Paraty
6/Jun
FPSO Cidade de Itajaí
16/Fev
5/Jan P-55
P-63
12/Nov
31/Dez
4º Tri
4º Tri
P-61
TAD
P-58
17/Mar
ilustração
2T14
Média 1.972
Produção de Óleo e LGN no Brasil – Projeção 2014
Mantida a meta de crescimento da produção de 7,5% (+/- 1 p.p.)
12/Mai
* Realizado agosto (preliminar)
*
Até
09/08
Cid. Ilhabela
Cid. Mangaratiba
4º Tri
4º Tri
7
Custos da Produção de Óleo e Gás Natural no Brasil
Maior produtividade assegurou a manutenção do patamar do custo de extração
2T14
Redução do custo em reais em relação ao 1T14 devido ao aumento da produção total (+2,6%), principalmente pelo ramp-up
dos novos sistemas P-58, P-55, P-62 e FPSO São Paulo. Aumento do indicador em dólar devido à valorização cambial.
11,38
13,12
12,49 12,91 13,28
15,24 14,76 15,02 14,96
14,33 14,57
14,16
9
12
15
18
13,37 13,80 14,15
2012 20132011
19,00
20,93 22,31 22,47 22,57
30,79
28,33 29,49
31,25
34,28 32,66 33,14 32,30
32,57
10
20
30
40
2T124T113T11 1T122T111T11 3T12
26,39
20141T144T133T132T131T134T12
US$/boe
2014
Projeção
R$/boe
Média: US$ 12,59 /boe Média: US$ 13,79 /boe Média: US$ 14,76 /boe
+9% +7%
US$ 14,57 /boe
2012 20132011 2014
Projeção
Média: R$ 21,19 /boe Média: R$ 26,97 /boe Média: R$ 31,94 /boe
+27% +18%
R$ 32,30 /boe
2011 2012 2013 1T14 2T14
Câmbio Médio (R$/US$) 1,67 1,96 2,16 2,37 2,23
% do Custo em US$ 18 18 32 35 33
Produção de Óleo (mbpd) 2.022 1.980 1.931 1.922 1.972
Produção Pré-Sal (mbpd) 100 138 249 299 347
Nº de UEP em Operação 121 122 124 124 125
Dias de Intervenção em
Poços (PROEF)
1.402 2.966 3.479 872 647
2T14
+3%
-3%
2T14
+2%
-4%
8
Vendas de Derivados – Brasil
Considera somente as vendas do Abastecimento
(*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários
*
Produção e Vendas de Derivados no Brasil
A produção do 2T14 foi 3% acima do 1T14, com maior produção de Diesel e Gasolina
Produção de Derivados
Mil bbl/dia
+2%
855 822
483 496
146 135
245 290 284
203 208 219
857
501
125
879288
102105100
+3%
2T14
2.180
1T14
2.124
2T13
2.138
2T14 x 1T14
 A produção de derivados foi 3% superior devido ao retorno da
unidade de destilação da REPLAN, após parada programada no
1T2014.
 Maior fator de utilização (de 96% para 98%).
2T14 x 1T14
 Diesel (aumento de 5%) – sazonalidade do consumo, tendo em vista
a redução da atividade industrial e agrícola no início do ano.
 Gasolina (aumento de 3%) – crescimento da frota de veículos leves e
melhor competitividade com o etanol.
 GLP (aumento de 7%) – temperaturas médias mais baixas e maior
atividade econômica.
DieselGasolinaGLPNaftaQAVOCOutros
978 947 999
583 601 619
233 222 237
170 178 162
201 202 204
108
111104
114110103
2T141T14
2.371
2T13
2.372 2.443
+3%
+3%
5%
3%
+4,3%
+2,6%
Jul/14:
Produção: 2.236 mbpd
(500 Gasolina e 896 Diesel)
9
Processamento de Petróleo no Brasil: 12 Refinarias
Recorde de Processamento: 2.172 mbpd de petróleo em junho
2.074
1.944
1.862
1.7981.799
1.7651.779
1.7461.727
1.704
1.588
2.172
1.550
1.600
1.650
1.700
1.750
1.800
1.850
1.900
1.950
2.000
2.050
2.100
2.150
2.200
2012201120102009200820072006200520042003 2013
+228 mbpd
(+12%)
2014
Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde mensal alcançado em junho/2014.
mbpd
Novos recordes de processamento no refino
 Excelentes níveis de eficiência: fator de utilização de 98% no 2T14.
 Novo recorde de processamento de petróleo em junho, 2.172 mil bpd, 21 mil bpd acima do anterior obtido em março de 2014.
Refinaria de Paulínia – REPLAN
A elevação expressiva do patamar de operação decorre da melhor performance obtida com a entrada em funcionamento de novas
unidades de qualidade e conversão, além da otimização dos processos de refino e da remoção de gargalos na logística.
10
Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados
2T14 x 1T14: Maior importação de petróleo e menor importação de gasolina
2T14 x 1T14
 Redução nas exportações de petróleo em função do volume de exportações em andamento e do maior volume
processado nas refinarias.
 Menores importações de derivados refletindo o aumento na produção de gasolina.
 Maiores importações de petróleo no 2T14, com grande parte ocorrida em junho, devido à indicação econômica de
aproveitamento de oportunidade comercial e de maior utilização de óleo importado no refino. Adicionalmente, a parada
da REPLAN no 1T14 diminuiu a base de comparação.
-396
-164
-285
-237
-253-64
200200180
2858
13
17916668
534
359
447
343638 136135159
138195162
941
-417
2T13 2T14
366
1T14
359
783
2T13
708
308
1T14
-16%
2T14
-633
-349
1T14
+52%
+20%
2T132T14
mbpd
-14%
+33%
+82%
Petróleo DerivadosGasolinaDieselOutros DerivadosOC
Exportação Importação Saldo Líquido
Jul/14: Exportação de Óleo 321 mbpd
Importação de Óleo 193 mbpd
11
3,47 3,91
4,20
3,83
3,14
3,37
3,14 3,08
3,26
2,88 2,75 2,94
3,03
2
3
4
5
6
3,50
3,74
2012 20132011
5,80
6,25
7,00 6,94
6,60
6,25
6,98
6,24 6,37 6,62 6,48 6,56
6,95
4
6
8
10
4T13 1T14 20141T134T123T12
7,07
2T121T124T113T112T111T11
7,45
3T132T13
US$/bbl
R$/bbl
Média: US$ 3,86 /bbl Média: US$ 3,44 /bbl Média: US$ 3,09 /bbl
-11% -10%
US$ 2,94 / bbl
2012 20132011
Média: R$ 6,51 /bbl Média: R$ 6,73 /bbl Média: R$ 6,67 /bbl
+3% 0%
R$ 6,56 /bbl
Custo de Refino no Brasil
Redução de patamar devido ao aumento da produtividade e da carga processada
2011 2012 2013 1T14 2T14
Câmbio Médio (R$/US$) 1,67 1,96 2,16 2,37 2,23
Nº de Efetivo 9.231 9.289 9.078 9.017 8.938
Carga Processada (mbpd) 1.866 1.944 2.074 2.058 2.101
FUT (%) 91 94 97 96 98
Complexidade (UEDC/d) 12,94 14,39 15,02 16,16 16,58
2T14
2T14
+7%
+1,2%
2014
Projeção
2014
Projeção
Em reais, custo unitário praticamente estável. Elevação de 7% em dólar devido à valorização cambial. Manutenção de patamar é reflexo
da otimização dos custos operacionais (PROCOP) e do aumento incremental e sustentável da carga processada (PROMEGA).
2T14
+4%
-2%
12
2T14 x 1T14
 Oferta de gás ao mercado totalizou 96 milhões de m3/dia, um crescimento de 6% sobre o 1T14, puxado pela
importação de GNL para atendimento ao maior despacho termelétrico.
 Geração de energia do parque da Petrobras chegou a 4,7 GW (4,1 GW no 1T14), com ganhos de margem, dado que
o preço spot de venda de energia praticamente não se alterou (em torno de R$ 650/MWh) e custo unitário do GNL
importado foi 8% menor no 2T14.
Oferta e Demanda de Gás Natural
Aumento da demanda do mercado térmico no 2T14 em relação ao 1T14 e ao 2T13
39,9
milhão m³/dia
Nacional
Bolívia
GNL
Não-Termelétrico
Termelétrico
Abast/Fafens
OFERTADEMANDA
40,2
37,0
11,7
39,3
+6% +6%
13,0
38,1 37,8 41,9
39,2 38,4 38,9
2,01,91,8 13,412,1
+6%
2T14
96,3
1T14
91,1
2T13
91,2
18,8 22,1
31,6 32,8 33,0
41,2 39,5 41,2
18,3
+6%
2T14
96,3
1T14
91,1
2T13
91,2
+11%
+18%
+4%+1%
Gás de Sistema*
Jul/14:
 Demanda: 94,3 MM m³/d
Térmelétrico: 41,3 MM m³/d
 Oferta: 94,3 MM m³/d
Nacional: 45,8 MM m³/d
13
Crescimento do Lucro Operacional no 2T14, principalmente, devido à ausência da provisão para PIDV ocorrida no 1T14.
8,8
7,6 +17%
1T14 2T14
R$ bilhão
Resultado 2T14
Lucro Operacional 17% superior ao 1T14.
Lucro Operacional 2T14 x 1T14
 Redução dos custos unitários de importação devido à
apreciação do real
 Ausência da provisão de PIDV ocorrida no 1T14
 Menor volume de petróleo exportado
 Menor ganho com a venda de ativos
 Baixa de projetos de E&P
14
5,0
8,8
5,4
7,6
-8%
+17%
1T14 2T14
R$ bilhão
Crescimento do Lucro Operacional no 2T14, principalmente, devido à ausência da provisão para PIDV ocorrida no 1T14.
O Lucro Líquido reduziu devido ao impacto do resultado financeiro e da maior alíquota efetiva de imposto de renda.
Resultado 2T14
Lucro Operacional 17% superior ao 1T14. Queda de 8% no Lucro Líquido.
Lucro Líquido 2T14 x 1T14
 Redução dos custos unitários de importação devido à
apreciação do real
 Ausência da provisão de PIDV ocorrida no 1T14
 Menor volume de petróleo exportado
 Menor ganho com a venda de ativos
 Baixa de projetos de E&P
 Menor resultado financeiro devido ao aumento de
despesas com juros e redução da receita financeira
 Maior alíquota efetiva de imposto de renda decorrente dos
créditos fiscais ocorridos no 1T14
15
Programas Estruturantes e impacto no Lucro Líquido
Efeito positivo de R$ 3,1 bilhões no 2T14
1,6
0,3
1,2
1,9
5,0
R$ -3,1 bilhões
(-63%)
Lucro Líquido 1T14
sem Programas
Estruturantes
PROEFPRODESINPROCOPLucro Líquido 2T14
Resultado 2,4 0,3 1,8
IR -0,8 - -0,6
Lucro Líquido 1,6 0,3 1,2
R$ bilhão
PROCOP (R$ 1,6 bilhão), PRODESIN (R$ 0,3 bilhão), PROEF (R$ 1,2 bilhão) impactaram positivamente o Lucro Líquido em
63% (R$ 3,1 bilhões).
Programas Estruturantes
PROCOP: Programa de Otimização de Custos Operacionais. PRODESIN: Programa de Desinvestimentos. PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional
16
3,5 3,6 3,5 3,5 3,5 3,6 3,1
R$Milhões
4.057 4.696 5.060 5.1405.6915.1464.589
+1,6%
+7,8%
+15,8%
1S142S131S132S121S122S111S11
2012 2013 1S14
Despesas Gerais e Administrativas
Forte Desaceleração da Taxa de Crescimento devido ao PROCOP e ao PIDV
2011
1.554 1.587
+1,6%
Petrobras
Holding
Outras
Empresas
do Sistema
1S14
5.140
3.552
(69%)
1S13
5.060
3.507
(69%)
% da
Receita
1S14
3,552
+1%
Personnel
1,661
(47%)
1S13
1,891
(53%)
3,507
1,856
(53%)
1,651
(47%)
Tipode
Gasto
Processamento de
Dados, Serviços,
Aluguéis,
Treinamento,
Consultoria e
Depreciação
Viagens aéreas
Transporte terrestre
Gestão predial
TIC
Evolução de 2011 a 2014
Sistema Petrobras
Holding
Iniciativas do PROCOP
PIDV: Desligamento de 581
empregados de Abr/14 à Jun/14
7,67,98,28,28,38,28,2
jan-14 abr-14dez-13 mai-14
-7%
jun-14mar-14fev-14
mil emp.
17
4,00 3,94
39% 40%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
1,5
2,5
3,5
4,5
1T14 2T14
Endividamento Líquido / EBITDA ¹
Endividamento Líquido / Capitalização Líquida ²
ALAVANCAGEM
EL/EBITDA
Indicadores Financeiros
 Manutenção do Endividamento Total
 Redução das disponibilidades em função dos
investimentos efetuados no período e do
pagamento de dividendos aos acionistas
 Alavancagem se mantém no patamar de 40%
 EL/EBITDA reduz de 4,00x para 3,94x devido à
diluição do provisionamento do PIDV ocorrido no
1T14
Endividamento
Indicadores de Endividamento
R$ Bilhões 31/03/14 30/06/14
Endividamento de Curto Prazo 21,8 23,5
Endividamento de Longo Prazo 286,3 284,2
Endividamento Total 308,1 307,7
(-) Disponibilidades ajustadas 3 78,5 66,4
= Endividamento Líquido 229,7 241,3
US$ Bilhões
Endividamento Líquido 101,5 109,6
1) Endividamento Líquido / (EBITDA ajustado 2T14 x 2). EBITDA ajustado= EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos
2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)
3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias
18
Projeções 2014
Produção de Derivados (mbpd)
Melhora do perfil: mais Diesel e Gasolina no 2S14
850 840 917
491 489 520
783 823 803
+4%
2013
2.124
1S14
2.152
Diesel
Gasolina
Outros
2S14
Projeção
2.240
Produção de Petróleo (mbpd)
Manutenção da meta de produção
2014
Projeção
2013
1.931
7,5%
+/- 1p.p.
Oferta de Gás Natural Nacional (MM m³/dia)
Maior oferta nacional com menor importação de GNL
48
4041
+20%
2S14
Projeção
1S142013
Exportação de Petróleo (mbpd)
Crescimento sustentável da exportação de petróleo
250
166
207
1S142013
+51%
2S14
Projeção
9%
6%
mbpd
mbpd
mbpd
MM m³/dia
DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
2º Trimestre de 2014
__
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Webcast sobre os Resultados do 2º trimestre de 2014

  • 1. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 2º Trimestre de 2014 __ Teleconferência / Webcast 11 de Agosto de 2014
  • 2. AVISOS Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2014 em diante são estimativas ou metas. A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
  • 3. 3 Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Produção Operada pela Petrobras no 2T14 foi de 2.072 mbpd FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá) 1.850 2.400 2.350 2.300 2.250 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 1.996 jul-14 2.152 jun-14 2.120 mai-14 2.078 abr-14 2.019 mar-14 2.017 fev-14 2.012 jan-14 1.990 dez-13 2.029 nov-13 2.012 out-13 1.997 set-13 2.025 ago-13 1.954 jul-13 1.932 jun-13 2.024 mai-13 1.925 abr-13 1.977 mar-13 1.893 fev-13 1.957 jan-13 Mil bpd 2013: 1.977 mbpd 1T13 Média 1.948 2T13 Média 1.975 4T13 Média 2.013 2T14 Média 2.072 3T13 Média 1.969 P-58 (Parque das Baleias) P-55 (Roncador) P-63 (Papa-Terra) 11/NovFPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE) FPSO Cidade de Itajaí (Baúna) 16/Fev 5/Jan 17/Mar 31/DezCapacidade: 120 mbpd (45% Petrobras) 2013 – 24 mbpd 2T14 – 89 mbpd Capacidade: 80 mbpd (100% Petrobras) 2013 – 36 mbpd 2T14 – 69 mbpd Capacidade: 120 mbpd (65% Petrobras) 2013 – 15 mbpd 2T14 – 44 mbpd Capacidade: 140 mbpd (62,5% Petrobras) 2013 – 1 mbpd 2T14 – 27 mbpd Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 – 18 mbpd Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 – 38 mbpd Produção Operada pela Petrobras 6/Jun 1T14 Média 2.006 P-62 (Roncador) 12/Mai Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 – 8 mbpd
  • 4. 4 Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Produção da Petrobras no 2T14 foi de 1.972 mbpd, +50 mbpd frente ao 1T14 Principais fatores que impactaram a produção de óleo no 2T14 frente ao 1T14  Início da produção da P-62 (Roncador)  Contribuição de novos poços nas plataformas P-55 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias) e FPSO Cidade de São Paulo (Sapinhoá).  Crescimento da produção de forma sustentada (1.926 mbpd em março para 2.008 mbpd em junho), ou seja, +82 mbpd de produção ao longo do 2T14. FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá) 2.400 2.350 2.300 2.250 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 1.850 2.012 jan-14 1.917 1.990 dez-13 1.964 2.029 nov-13 1.957 2.012 out-13 1.960 1.997 set-13 1.979 2.025 ago-13 1.908 1.954 jul-13 1.888 1.932 jun-13 1.979 2.024 mai-13 1.892 jul-14 2.049 2.152 jun-14 2.008 2.120 mai-14 1.975 2.078 abr-14 1.933 2.019 mar-14 1.926 2.017 fev-14 1.923 1.920 1.957 1.925 abr-13 1.924 1.977 mar-13 1.846 1.893 fev-13jan-13 1.965 1.996 Mil bpd 2013: 1.931 mbpd 1T13 Média 1.910 2T13 Média 1.931 4T13 Média 1.960 2T14 Média 1.972 3T13 Média 1.924 P-58 (Parque das Baleias) P-55 (Roncador) P-63 (Papa-Terra) 11/NovFPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE) FPSO Cidade de Itajaí (Baúna) 16/Fev 5/Jan 17/Mar 31/DezCapacidade: 120 mbpd (45% Petrobras) 2013 – 11 mbpd 2T14 – 40 mbpd Capacidade: 80 mbpd (100% Petrobras) 2013 – 36 mbpd 2T14 – 69 mbpd Capacidade: 120 mbpd (65% Petrobras) 2013 – 10 mbpd 2T14 – 28 mbpd Capacidade: 140 mbpd (62,5% Petrobras) 2013 – 1 mbpd 2T14 – 17 mbpd Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 – 18 mbpd Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 – 38 mbpd 6/Jun 1T14 Média 1.922 P-62 (Roncador) 12/Mai Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 – 8 mbpd Produção Operada pela Petrobras Produção da Petrobras
  • 5. 5 302 169 119 41 153 546 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 2011 20142010 201320082003 2006 200720052004 2009 2012 Produção de Petróleo no Pré-Sal Recorde diário de 546 mil bpd em 13/Julho com 25 poços Mil bpd Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde diário alcançado em 13/07/2014 P-58 A alta produtividade dos poços do pré-sal contribuem para o menor custo de extração (CE) destes projetos. O campo de Lula tem custo de extração de US$ 9/boe (2013), frente a um CE de US$ 14,76/boe da Petrobras. Recordes sucessivos de produção do Pré-Sal:  18/fev: interligação do 1º poço do boião (BSR1) ao FPSO Cid. São Paulo, com 36 mbpd (melhor poço do país);  17/mar: 1º óleo da P-58;  03/abr: interligação do 2º poço ao BSR1, com 35 mbpd;  15/abr: Início da exportação de gás do FPSO Cid. São Paulo;  09/mai: interligação do 1º poço à BSR2 (FPSO Cid. Paraty), com 31 mbpd;  09/mai: concluída a instalação da BSR4, última das 4 bóias de sustentação de risers;  25/jun: Início da exportação de gás do FPSO Cid. Paraty;  28/jun: Início da exportação de gás da P-58. FPSO Cidade de São Paulo Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 1T14: 2 mbpd 2T14: 38 mbpd Capacidade: 120 mbpd (45% Petrobras) Produção Total: 2013: 24 mbpd / 1T14: 44 mbpd / 2T14: 89 mbpd (05/01/13) (17/03/14) )
  • 6. 6 3T14 4T14 Média 2014: 2.075 mbpd +/- 1% Fatores que sustentam o crescimento da produção:  Novos sistemas: P-61/TAD (4T14), FPSO Cidade de Ilhabela (4T14) e FPSO Cidade de Mangaratiba (4T14).  Interligação de 33 poços produtores no 2S14, 30 já interligados no 1S14. - MAIOR FROTA DE PLSVs: 11 no 1T14, 13 no 2T14, 16 no 3T14 e 19 navios no 4T14. - MAIOR PRODUTIVIDADE: de 84 km / PLSV / ano no 2T13 para 114 km / PLSV / ano no 2T14 (+36%). - GRAU DE PRONTIDÃO: Redução do tempo não produtivo de PLSVs, de 33% do tempo no 2T13 para 31% do tempo no 2T14. Mil bpd 2.600 2.500 2.400 2.200 2.000 2.300 2.100 1.900 1.800 0 nov-14 set-14 2.103 out-14 ago-14 jul-14 2.049 jun-14 2.008 mai-14 1.975 abr-14 1.933 mar-14 1.926 fev-14 1.923 jan-14 1.917 dez-13 1.964 nov-13 1.957 out-13 1.960set-131.979 dez-14 1.908 jul-13 1.888 jun-13 1.979 mai-13 1.892 ago-13 1.924 mar-13 1.846 fev-13 1.920 jan-13 1.965 abr-13 2T13 Média 1.931 3T13 Média 1.924 4T13 Média 1.960 Média 2013: 1.931 mbpd 1T13 Média 1.910 1T14 Média 1.922 P-62 Realizado FPSO Cid. São Paulo FPSO Cid. Paraty 6/Jun FPSO Cidade de Itajaí 16/Fev 5/Jan P-55 P-63 12/Nov 31/Dez 4º Tri 4º Tri P-61 TAD P-58 17/Mar ilustração 2T14 Média 1.972 Produção de Óleo e LGN no Brasil – Projeção 2014 Mantida a meta de crescimento da produção de 7,5% (+/- 1 p.p.) 12/Mai * Realizado agosto (preliminar) * Até 09/08 Cid. Ilhabela Cid. Mangaratiba 4º Tri 4º Tri
  • 7. 7 Custos da Produção de Óleo e Gás Natural no Brasil Maior produtividade assegurou a manutenção do patamar do custo de extração 2T14 Redução do custo em reais em relação ao 1T14 devido ao aumento da produção total (+2,6%), principalmente pelo ramp-up dos novos sistemas P-58, P-55, P-62 e FPSO São Paulo. Aumento do indicador em dólar devido à valorização cambial. 11,38 13,12 12,49 12,91 13,28 15,24 14,76 15,02 14,96 14,33 14,57 14,16 9 12 15 18 13,37 13,80 14,15 2012 20132011 19,00 20,93 22,31 22,47 22,57 30,79 28,33 29,49 31,25 34,28 32,66 33,14 32,30 32,57 10 20 30 40 2T124T113T11 1T122T111T11 3T12 26,39 20141T144T133T132T131T134T12 US$/boe 2014 Projeção R$/boe Média: US$ 12,59 /boe Média: US$ 13,79 /boe Média: US$ 14,76 /boe +9% +7% US$ 14,57 /boe 2012 20132011 2014 Projeção Média: R$ 21,19 /boe Média: R$ 26,97 /boe Média: R$ 31,94 /boe +27% +18% R$ 32,30 /boe 2011 2012 2013 1T14 2T14 Câmbio Médio (R$/US$) 1,67 1,96 2,16 2,37 2,23 % do Custo em US$ 18 18 32 35 33 Produção de Óleo (mbpd) 2.022 1.980 1.931 1.922 1.972 Produção Pré-Sal (mbpd) 100 138 249 299 347 Nº de UEP em Operação 121 122 124 124 125 Dias de Intervenção em Poços (PROEF) 1.402 2.966 3.479 872 647 2T14 +3% -3% 2T14 +2% -4%
  • 8. 8 Vendas de Derivados – Brasil Considera somente as vendas do Abastecimento (*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários * Produção e Vendas de Derivados no Brasil A produção do 2T14 foi 3% acima do 1T14, com maior produção de Diesel e Gasolina Produção de Derivados Mil bbl/dia +2% 855 822 483 496 146 135 245 290 284 203 208 219 857 501 125 879288 102105100 +3% 2T14 2.180 1T14 2.124 2T13 2.138 2T14 x 1T14  A produção de derivados foi 3% superior devido ao retorno da unidade de destilação da REPLAN, após parada programada no 1T2014.  Maior fator de utilização (de 96% para 98%). 2T14 x 1T14  Diesel (aumento de 5%) – sazonalidade do consumo, tendo em vista a redução da atividade industrial e agrícola no início do ano.  Gasolina (aumento de 3%) – crescimento da frota de veículos leves e melhor competitividade com o etanol.  GLP (aumento de 7%) – temperaturas médias mais baixas e maior atividade econômica. DieselGasolinaGLPNaftaQAVOCOutros 978 947 999 583 601 619 233 222 237 170 178 162 201 202 204 108 111104 114110103 2T141T14 2.371 2T13 2.372 2.443 +3% +3% 5% 3% +4,3% +2,6% Jul/14: Produção: 2.236 mbpd (500 Gasolina e 896 Diesel)
  • 9. 9 Processamento de Petróleo no Brasil: 12 Refinarias Recorde de Processamento: 2.172 mbpd de petróleo em junho 2.074 1.944 1.862 1.7981.799 1.7651.779 1.7461.727 1.704 1.588 2.172 1.550 1.600 1.650 1.700 1.750 1.800 1.850 1.900 1.950 2.000 2.050 2.100 2.150 2.200 2012201120102009200820072006200520042003 2013 +228 mbpd (+12%) 2014 Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde mensal alcançado em junho/2014. mbpd Novos recordes de processamento no refino  Excelentes níveis de eficiência: fator de utilização de 98% no 2T14.  Novo recorde de processamento de petróleo em junho, 2.172 mil bpd, 21 mil bpd acima do anterior obtido em março de 2014. Refinaria de Paulínia – REPLAN A elevação expressiva do patamar de operação decorre da melhor performance obtida com a entrada em funcionamento de novas unidades de qualidade e conversão, além da otimização dos processos de refino e da remoção de gargalos na logística.
  • 10. 10 Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados 2T14 x 1T14: Maior importação de petróleo e menor importação de gasolina 2T14 x 1T14  Redução nas exportações de petróleo em função do volume de exportações em andamento e do maior volume processado nas refinarias.  Menores importações de derivados refletindo o aumento na produção de gasolina.  Maiores importações de petróleo no 2T14, com grande parte ocorrida em junho, devido à indicação econômica de aproveitamento de oportunidade comercial e de maior utilização de óleo importado no refino. Adicionalmente, a parada da REPLAN no 1T14 diminuiu a base de comparação. -396 -164 -285 -237 -253-64 200200180 2858 13 17916668 534 359 447 343638 136135159 138195162 941 -417 2T13 2T14 366 1T14 359 783 2T13 708 308 1T14 -16% 2T14 -633 -349 1T14 +52% +20% 2T132T14 mbpd -14% +33% +82% Petróleo DerivadosGasolinaDieselOutros DerivadosOC Exportação Importação Saldo Líquido Jul/14: Exportação de Óleo 321 mbpd Importação de Óleo 193 mbpd
  • 11. 11 3,47 3,91 4,20 3,83 3,14 3,37 3,14 3,08 3,26 2,88 2,75 2,94 3,03 2 3 4 5 6 3,50 3,74 2012 20132011 5,80 6,25 7,00 6,94 6,60 6,25 6,98 6,24 6,37 6,62 6,48 6,56 6,95 4 6 8 10 4T13 1T14 20141T134T123T12 7,07 2T121T124T113T112T111T11 7,45 3T132T13 US$/bbl R$/bbl Média: US$ 3,86 /bbl Média: US$ 3,44 /bbl Média: US$ 3,09 /bbl -11% -10% US$ 2,94 / bbl 2012 20132011 Média: R$ 6,51 /bbl Média: R$ 6,73 /bbl Média: R$ 6,67 /bbl +3% 0% R$ 6,56 /bbl Custo de Refino no Brasil Redução de patamar devido ao aumento da produtividade e da carga processada 2011 2012 2013 1T14 2T14 Câmbio Médio (R$/US$) 1,67 1,96 2,16 2,37 2,23 Nº de Efetivo 9.231 9.289 9.078 9.017 8.938 Carga Processada (mbpd) 1.866 1.944 2.074 2.058 2.101 FUT (%) 91 94 97 96 98 Complexidade (UEDC/d) 12,94 14,39 15,02 16,16 16,58 2T14 2T14 +7% +1,2% 2014 Projeção 2014 Projeção Em reais, custo unitário praticamente estável. Elevação de 7% em dólar devido à valorização cambial. Manutenção de patamar é reflexo da otimização dos custos operacionais (PROCOP) e do aumento incremental e sustentável da carga processada (PROMEGA). 2T14 +4% -2%
  • 12. 12 2T14 x 1T14  Oferta de gás ao mercado totalizou 96 milhões de m3/dia, um crescimento de 6% sobre o 1T14, puxado pela importação de GNL para atendimento ao maior despacho termelétrico.  Geração de energia do parque da Petrobras chegou a 4,7 GW (4,1 GW no 1T14), com ganhos de margem, dado que o preço spot de venda de energia praticamente não se alterou (em torno de R$ 650/MWh) e custo unitário do GNL importado foi 8% menor no 2T14. Oferta e Demanda de Gás Natural Aumento da demanda do mercado térmico no 2T14 em relação ao 1T14 e ao 2T13 39,9 milhão m³/dia Nacional Bolívia GNL Não-Termelétrico Termelétrico Abast/Fafens OFERTADEMANDA 40,2 37,0 11,7 39,3 +6% +6% 13,0 38,1 37,8 41,9 39,2 38,4 38,9 2,01,91,8 13,412,1 +6% 2T14 96,3 1T14 91,1 2T13 91,2 18,8 22,1 31,6 32,8 33,0 41,2 39,5 41,2 18,3 +6% 2T14 96,3 1T14 91,1 2T13 91,2 +11% +18% +4%+1% Gás de Sistema* Jul/14:  Demanda: 94,3 MM m³/d Térmelétrico: 41,3 MM m³/d  Oferta: 94,3 MM m³/d Nacional: 45,8 MM m³/d
  • 13. 13 Crescimento do Lucro Operacional no 2T14, principalmente, devido à ausência da provisão para PIDV ocorrida no 1T14. 8,8 7,6 +17% 1T14 2T14 R$ bilhão Resultado 2T14 Lucro Operacional 17% superior ao 1T14. Lucro Operacional 2T14 x 1T14  Redução dos custos unitários de importação devido à apreciação do real  Ausência da provisão de PIDV ocorrida no 1T14  Menor volume de petróleo exportado  Menor ganho com a venda de ativos  Baixa de projetos de E&P
  • 14. 14 5,0 8,8 5,4 7,6 -8% +17% 1T14 2T14 R$ bilhão Crescimento do Lucro Operacional no 2T14, principalmente, devido à ausência da provisão para PIDV ocorrida no 1T14. O Lucro Líquido reduziu devido ao impacto do resultado financeiro e da maior alíquota efetiva de imposto de renda. Resultado 2T14 Lucro Operacional 17% superior ao 1T14. Queda de 8% no Lucro Líquido. Lucro Líquido 2T14 x 1T14  Redução dos custos unitários de importação devido à apreciação do real  Ausência da provisão de PIDV ocorrida no 1T14  Menor volume de petróleo exportado  Menor ganho com a venda de ativos  Baixa de projetos de E&P  Menor resultado financeiro devido ao aumento de despesas com juros e redução da receita financeira  Maior alíquota efetiva de imposto de renda decorrente dos créditos fiscais ocorridos no 1T14
  • 15. 15 Programas Estruturantes e impacto no Lucro Líquido Efeito positivo de R$ 3,1 bilhões no 2T14 1,6 0,3 1,2 1,9 5,0 R$ -3,1 bilhões (-63%) Lucro Líquido 1T14 sem Programas Estruturantes PROEFPRODESINPROCOPLucro Líquido 2T14 Resultado 2,4 0,3 1,8 IR -0,8 - -0,6 Lucro Líquido 1,6 0,3 1,2 R$ bilhão PROCOP (R$ 1,6 bilhão), PRODESIN (R$ 0,3 bilhão), PROEF (R$ 1,2 bilhão) impactaram positivamente o Lucro Líquido em 63% (R$ 3,1 bilhões). Programas Estruturantes PROCOP: Programa de Otimização de Custos Operacionais. PRODESIN: Programa de Desinvestimentos. PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional
  • 16. 16 3,5 3,6 3,5 3,5 3,5 3,6 3,1 R$Milhões 4.057 4.696 5.060 5.1405.6915.1464.589 +1,6% +7,8% +15,8% 1S142S131S132S121S122S111S11 2012 2013 1S14 Despesas Gerais e Administrativas Forte Desaceleração da Taxa de Crescimento devido ao PROCOP e ao PIDV 2011 1.554 1.587 +1,6% Petrobras Holding Outras Empresas do Sistema 1S14 5.140 3.552 (69%) 1S13 5.060 3.507 (69%) % da Receita 1S14 3,552 +1% Personnel 1,661 (47%) 1S13 1,891 (53%) 3,507 1,856 (53%) 1,651 (47%) Tipode Gasto Processamento de Dados, Serviços, Aluguéis, Treinamento, Consultoria e Depreciação Viagens aéreas Transporte terrestre Gestão predial TIC Evolução de 2011 a 2014 Sistema Petrobras Holding Iniciativas do PROCOP PIDV: Desligamento de 581 empregados de Abr/14 à Jun/14 7,67,98,28,28,38,28,2 jan-14 abr-14dez-13 mai-14 -7% jun-14mar-14fev-14 mil emp.
  • 17. 17 4,00 3,94 39% 40% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 1,5 2,5 3,5 4,5 1T14 2T14 Endividamento Líquido / EBITDA ¹ Endividamento Líquido / Capitalização Líquida ² ALAVANCAGEM EL/EBITDA Indicadores Financeiros  Manutenção do Endividamento Total  Redução das disponibilidades em função dos investimentos efetuados no período e do pagamento de dividendos aos acionistas  Alavancagem se mantém no patamar de 40%  EL/EBITDA reduz de 4,00x para 3,94x devido à diluição do provisionamento do PIDV ocorrido no 1T14 Endividamento Indicadores de Endividamento R$ Bilhões 31/03/14 30/06/14 Endividamento de Curto Prazo 21,8 23,5 Endividamento de Longo Prazo 286,3 284,2 Endividamento Total 308,1 307,7 (-) Disponibilidades ajustadas 3 78,5 66,4 = Endividamento Líquido 229,7 241,3 US$ Bilhões Endividamento Líquido 101,5 109,6 1) Endividamento Líquido / (EBITDA ajustado 2T14 x 2). EBITDA ajustado= EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos 2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido) 3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias
  • 18. 18 Projeções 2014 Produção de Derivados (mbpd) Melhora do perfil: mais Diesel e Gasolina no 2S14 850 840 917 491 489 520 783 823 803 +4% 2013 2.124 1S14 2.152 Diesel Gasolina Outros 2S14 Projeção 2.240 Produção de Petróleo (mbpd) Manutenção da meta de produção 2014 Projeção 2013 1.931 7,5% +/- 1p.p. Oferta de Gás Natural Nacional (MM m³/dia) Maior oferta nacional com menor importação de GNL 48 4041 +20% 2S14 Projeção 1S142013 Exportação de Petróleo (mbpd) Crescimento sustentável da exportação de petróleo 250 166 207 1S142013 +51% 2S14 Projeção 9% 6% mbpd mbpd mbpd MM m³/dia
  • 19. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 2º Trimestre de 2014 __ Informações: Relacionamento com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br