Webcast sobre os Resultados do 3º trimestre de 2013, 28 de outubro de 2013.

1. DIVULGAÇÃO DE
RESULTADOS
3º trimestre de 2013
Teleconferência/Webcast
28 de Outubro de 2013
1

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",
"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
2013 em diante são estimativas ou metas.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
A SEC somente permite que as companhias de óleo
e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas
provadas que a Companhia tenha comprovado por
produção ou testes de formação conclusivos que
sejam viáveis econômica e legalmente nas condições
econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
alguns termos nesta apresentação, tais como
descobertas, que as orientações da SEC nos
proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
2

3. Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil
Conforme antecipado, produção do 3T13 em linha com a do 2T13
2012
2013
FPSO Cid. São Paulo
3T12
Média 1.904
Mil bpd
(Sapinhoá)
5/Jan
2T13
Média 1.931
3T13
Média 1.924
2.300
2.250
FPSO Cidade de Itajaí
(Baúna)
2.200
2.150
2.100
2.050
2.000
1.950
1.900
2.110
FPSO Cid. Paraty
(Piloto de Lula NE)
6/Jun
16/Fev
FPSO Cid. De Anchieta
2.098
(Baleia Azul)
10/set
2.032
1.993
1.961
1.989
1.960
1.968
1.940 1.928
1.940
1.843
1.965
1.979
1.920
1.924 1.892
1.846
1.979
1.908
1.888
1.850
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 jan-13 fev-13 mar-13 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13
» Produção no mesmo patamar do realizado no 2T13.
» No mês de setembro, a produção foi 3,7% superior ao verificado nos mês de agosto, decorrência da menor intensidade das paradas
programadas e incorporação de novos poços produtores.
» Custo de extração aumentou 9,7% (de R$ 31,25/boe no 2T13 para R$ 34,28/boe no 3T13) decorrente da variação cambial, do Acordo Coletivo
de Trabalho, da entrada em produção do FPSO Rio das Ostras (TLD Espadarte) e do maior tempo de operação do FPSO Cid.de Paraty.
» Lucro Líquido da área de E&P: R$ 11,6 bilhões no 3T13 x R$ 8,9 bilhões no 2T13, em função, principalmente, dos maiores preços
do petróleo.
3

4. Produção 2013 – Óleo e LGN no Brasil
Conclusão de 6 novas unidades no 4T13
2012
2013
FPSO Cid. São Paulo
3T12
Média 1.904
Mil bpd
(Sapinhoá)
5/Jan
2T13
Média 1.931
3T13
Média 1.924
4T13
P-63 (Papa-Terra)
2.300
2.250
FPSO Cidade de Itajaí
(Baúna)
2.200
2.150
2.100
2.050
2.000
1.950
1.900
(Piloto de Lula NE)
6/Jun
16/Fev
2.110
P-58 (Parque das Baleias)
FPSO Cid. Paraty
FPSO Cid. De Anchieta
2.098
(Baleia Azul)
P-55 (Roncador)
10/set
2.032
1.993
1.961
1.989
1.960
1.968
1.940 1.928
1.940
1.843
1.965
1.979
1.920
1.924 1.892
1.846
1.979
1.908
P-61 (Papa-Terra)
1.888
1.850
TAD (Papa-Terra) P-62 (Roncador)
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 jan-13 fev-13 mar-13 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13
» A produção do 2º semestre de 2013 ficará abaixo do previsto pelas seguintes razões:
 P-63 / Papa-Terra: Identificação tardia de corais ocasionou alteração do arranjo submarino;
 FPSO Cidade de São Paulo / Sapinhoá: atraso da empresa Subsea 7 na fabricação, entrega e instalação dos Sistemas de
Coleta Desacoplado (boiões); e
 Limitação de navios PLSVs em decorrência da dificuldade de contratação no Brasil entre 2010 e 2011, impactando o ritmo de
interligação de poços.
» Os reservatórios dos campos em produção vem desempenhando melhor que o previsto. O declínio natural observado durante os
últimos 12 meses foi abaixo do intervalo esperado de 10-11%.
» A conclusão de 6 novas unidades no 4T13 contribuirá para o crescimento sustentado da produção em 2014.
4

5. PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional
Ganho de 65 mbpd no 3T13, eficiência de 75% na UO-BC e de 92% na UO-RIO
UO-BC: 3T13
Produção de Óleo +
LGN (mbpd)
UO-RIO: 3T13
Eficiência
Operacional (%)
Produção de Óleo +
LGN (mbpd)
Eficiência
Operacional (%)
+8,0 p.p.
357
Sem
PROEF
+1,2 p.p.
+32 mbpd
+33mbpd
390
66,9
Com
PROEF
Sem
PROEF
74,9
840
Com
PROEF
872
91,2
92,4
Sem
PROEF
Com
PROEF
Sem
PROEF
Com
PROEF
 Dispêndios totais de US$ 1,338 bilhão até ago/13.
 Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até ago/13.
 VPL de US$ 662 milhões; foco na recuperação de
poços e sistemas submarinos.
 VPL de US$ 804 milhões; foco na gestão, melhoria de
integridade e otimização na utilização de recursos.
 Ganho de 33 mbpd no trimestre.
 Ganho de 32 mbpd no trimestre.
5

6. Resultado do Leilão de Libra
Desenvolvimento com parceiros que possuem reconhecida experiência, habilidades e robustez financeira
Parcela do Óleo-Lucro para a União no valor mínimo estabelecido no Edital: 41,65%.
CONSÓRCIO
Albacora
Petrobras (40%)
Shell Brasil (20%)
Total (20%)
CNPC (10%)
CNOOC (10%)
Roncador
Marlim Leste
Marlim
Libra
Área Aproximada
1.549 km²
Limites Estaduais
Batimetria
Bacia Sedimentar
Área do Pré-Sal
Polígono do Prospecto de Libra
Petrobras + Parceiros Pré-Sal
Petrobras + Parceiros Pós-Sal
Petrobras Pré-Sal
Petrobras Pós-Sal
Gasodutos - Rota 1
Gasodutos – Rota 2
Gasodutos – Rota 3
Gasodutos
6
6

7. Produção Nacional de Derivados
Recorde mensal de processamento em Jul/13 e na produção de Diesel e Gasolina em Ago/13
Produção de Derivados
Carga Processada e Utilização
Custo de Refino
(mil bpd)
(R$/barril)
(mil bpd)
+5%
0%
144
146
100
88
501
+2,1%
92
108
439
802
855
3T12
+1,1%
2T13
134
QAV
GLP
OC
Nafta
Gasolina
2.102
2.072
436
382
1.666
1.690
2T13
3T13
97%
1.974
94
74
364
+5%
7,07
+17%
7,45
6,37
512
864
3T13
Outros
96%
3T12
2.128
211
239
99%
1.611
2.026
213
228
2.138
203
245
Diesel
Utilização da
Capac. Nominal
Petróleo Imp.
3T12
2T13
3T13
Petróleo Nac.
» Produção de derivados estável em relação ao 2T13, com maior produção de diesel e gasolina.
» Apesar da menor carga fresca processada, devido ao impacto das paradas na REDUC, REVAP e REGAP no 3T13,
processamos maior volume de petróleo nacional.
» Custo de Refino em reais aumentou em função, principalmente, do aumento dos gastos com pessoal referentes ao Acordo
Coletivo de Trabalho.
7

8. Vendas de Derivados no Brasil
Crescimento de 2% no 3T13 em relação ao 2T13. Consumo recorde de Diesel
Vendas de Derivados – Brasil
3T13 x 2T13
+3%
+2%
Mil bbl/d
Outros *
OC
QAV
Nafta
GLP
Gasolina
2.350
2.372
2.422
212
201
210
169
78
106
170
232
569
583
103
104
984
978
2T13
172
71
108
243
233
3T12
Diesel
 Diesel: (+5%): Sazonalidade do consumo de óleo diesel, mais alta no 3º
trimestre por causa do plantio da safra de grãos de verão e da atividade
industrial.
+1%
+5%
587
1.031
3T13
(*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários.
 Gasolina: (+1%): Aumento da frota de veículos leves no Brasil.
 Óleo Combustível: (-31%):
emergenciais frente ao 2T13.
Menores entregas
para térmicas
3T13 x 3T12
 Diesel: (+5%): Maior consumo devido o crescimento da economia
(especialmente varejo) e aumento da safra de cana-de-açúcar e da
safrinha de milho.
 Gasolina: (+3%): Crescimento da frota de veículos flex associado à
vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol em diversos
estados levaram ao aumento no consumo do derivado.
8

9. Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados
Maior importação de diesel contribuiu para a redução do saldo líquido da balança comercial
Exportação
Importação
Saldo Líquido
+0%
-27%
+17%
822
+12%
mbpd
551
148
28
3T12
402
162
159
206
2T13
Petróleo
334
385
359
375
OC
38
827
708
166
447
190
84
29
3T13
Outros Derivados
163
180
3T12
2T13
Diesel
Gasolina
68
13
+55%
238
28
+22%
227
3T13
3T12
-262
-9
-271
3T12
-127
2T13
-284
-349
2T13
3T13
-64
-297
-425
3T13
3T13 x 2T13
» Maior importação de Diesel para atendimento do crescimento sazonal do plantio e da atividade industrial.
» Maior exportação de petróleo devido à maior disponibilidade gerada pelo consumo de estoque formado no 2T13 associado à
ocorrência de paradas programadas em refinarias no 3T13.
» Lucro Líquido da área de Abastecimento: -R$ 5,5 bilhões no 3T13 x -R$ 2,5 bilhões no 2T13, em função da maior
defasagem dos preços associada ao maior volume de importação de derivados, principalmente diesel, e do maior preço de
aquisição de petróleo.
9

10. Comparação entre Preço Doméstico e Internacional
Desvalorização cambial e elevação do Brent aumentaram a defasagem dos preços no 3T13
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
1.100
Preço Médio de Vendas
Golfo Americano
1.000
900
800
Perdas de Resultado
210
700
06/Mar
600
30/Jan
180
Preço Médio de Venda Brasil
16/Jul
25/Jun
500
Reajustes
400
Reajustes
150
300
200
120
Volumes Importados (Mil bbl / d)
Preços (R$/bbl)
240
100
0
jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12
jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13
Câmbio (R$/US$)
Brent (US$/bbl)
+13%
+0,3%
+8%
+11%
2,29
2,03
3T12
2T13
102
3T13
3T12
2T13
Importação de Diesel
» Aumento da defasagem no 3T13,
110
110
2,07
Importação de Gasolina
jul/13 ago/13 set/13
decorrente da
depreciação do Real frente ao Dólar (11%) combinado
com o aumento do preço do petróleo internacional
3T13
* 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.
(+8%, em Dólares).
10

11. Oferta e Demanda de Gás Natural
Redução do mercado termelétrico no 3T13 frente ao 2T13
OFERTA
DEMANDA
milhão m³/dia
+18%
+18%
-6%
89,4
71,0
Não-Termelétrico
40,3
Termelétrico
39,3
18,6
39,3
39,9
Abast/E&P
Fertilizantes
11,7
12,2
3T12
-7%
90,1
83,6
71,5
41,4
39,6
37,0
38,0
38,6
32,1
40,2
12,1
3T13
40,9
39,6
Nacional
30,4
11,9
2T13
84,1
24,6
7,3
3T12
30,3
Bolívia
18,3
12,8
GNL
2T13
3T13
» Demanda termelétrica recuou 16%, no comparativo 3T13 vs 2T13, em função da maior afluência nos reservatórios
hidrelétricos. A geração termelétrica a GN permaneceu em patamar elevado de 5,7 GWmed no 3T13.
» Redução da necessidade de GNL.
» Lucro Líquido da área de Gás e Energia: -R$ 0,2 bilhão no 3T13 x R$ 0,6 bilhão no 2T13, principalmente em função
do menor volume de geração e do menor preço de energia.
11

12. PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Jan a Set/13
Realização de R$ 4,8 bilhões, 122% da meta anual de otimização de custos operacionais
Meta 2013: R$ 3,9 bilhões
Jan-Set/13
Redução de Custos Prevista: R$ 2,8 bilhão (70%)
Redução de Custos Realizada: R$ 4,8 bilhões (122%)
280%
260%
Execução operacional (%)
240%
220%
200%
180%
160%
140%
120%
100%
100%
80%
60%
40%
20%
0%
Produção Produção
Onshore Offshore
Intervenção
Serviços em Poços
de Apoio
Exploração & Produção
Planejado
Realização conforme planejado ou superior
Comercialização
Refino
Logística de
Óleo e Derivados
Abastecimento
Logística
de GN
Administração
Fertilizantes
e Apoio
TIC
Cenpes
Gestão BR
SMES
Adm. Predial, PBio
Viagens e
Suprimentos
Hospedagens Liquigás
e Estoque
Corporativa
& Serviços
Gás & Energia
Pontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anual
Risco elevado de não realização da meta anual
Engenharia,
Tecnologia
& Materiais
BR, PBio
e Liquigás
Transpetro
12

13. Destaques do Resultado Financeiro do 3T13
Lucro Operacional
EBITDA
-36%
-39%
-9%
3T12
11.107
14.375
18.091
5.494
2T13
3T13
3T12
2T13
-45%
R$ milhão
-28%
R$ milhão
R$ milhão
-51%
8.600
Lucro Líquido
13.091
3T13
5.567
6.201
3.395
3T12
2T13
3T13
» Lucro Operacional menor no 3T13 em função de:
» maiores volumes de importação de diesel, em um quadro de câmbio mais desvalorizado e preços internacionais de
petróleo e derivados mais elevados;
» maiores despesas com poços secos e subcomerciais;
» provisionamento dos gastos com pessoal decorrente da proposta do Acordo Coletivo de Trabalho 2013;
» menores ganhos na venda de ativos.
» Menor Resultado Operacional levou a uma menor geração de caixa (EBITDA).
» Lucro Líquido 45% inferior devido ao menor Lucro Operacional, parcialmente compensado pelo melhor Resultado Financeiro.
13

14. Lucro Operacional - 2T13 vs 3T13
Resultado impactado pelo aumento das importações de derivados, especialmente diesel
4.073
(6.196)
11.107
(2.967)
R$ milhões
(523)
5.494
2T13
Receita de Vendas
Lucro Operacional
CPV
Despesas de Vendas,
Demais
Gerais e Adm.
Despesas/Receitas
3T13
Lucro Operacional
» Aumento na Receita de Vendas devido à maior demanda interna (+1%) e maior volume de petróleo exportado (+27%).
» CPV 11% superior ao 2T13, em função principalmente da maior participação dos derivados importados no mix de vendas,
especialmente diesel, associado à depreciação cambial (+11%) e à elevação do Brent (+8%).
» Demais Despesas/Receitas afetadas pelo provisionamento dos gastos com pessoal (Acordo Coletivo de Trabalho), maiores
gastos com baixa de poços secos e subcomerciais e menores ganhos com vendas de ativos.
14

15. Lucro Líquido - 2T13 vs 3T13
Inferior em relação ao trimestre anterior devido ao Resultado Operacional
6.201
(5.613)
R$ milhões
842
2.531
2T13
Lucro Líquido
Lucro
Operacional
Resultado
Financeiro
103
Participações em
Investimentos
(669)
3.395
Impostos Lucro Atrib. aos
3T13
não Controladores Lucro Líquido
» Queda de 45% no Lucro Líquido em função do menor Lucro Operacional, parcialmente compensado pelo
melhor Resultado Financeiro.
» Resultado Financeiro beneficiado pela menor depreciação cambial sobre o endividamento líquido.
» A redução dos Impostos reflete o menor lucro no período.
15

16. Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro
R$ 25,1 bi no 3T13 e R$ 69,3 bi em 2013
Investimentos acumulados de R$ 69,3 bi de janeiro a setembro de 2013, 16% superiores à 2012.
Em dólares, investimentos aumentaram 5%.
Investimentos
Investimentos 9M13 por área de negócio
1% 1%
+16%
69,3
5%
6%
59,8
R$ Bilhão
54%
35%
R$ 6,9 bi
32%
9M12
R$ 10,7 bi
55%
9M13
Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 165 projetos (Curvas S):
Realizados 97,7% do avanço físico e 97,8% do avanço financeiro planejados.
16

17. Endividamento
Aumento do Endividamento Líquido no trimestre
Endividamento Líquido/EBITDA 1
5,0
4,0
28%
31%
Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida
31%
34%
36%
40%
30%
20%
3,0
2,0
2
2,42
3,05
2,77
2,32
2,57
10%
0%
1,0
-10%
0,0
-20%
3T12
R$ Bilhões
4T12
1T13
30/09/13
2T13
3T13
30/06/13
Endividamento de Curto Prazo
18,2
18,2
Endividamento de Longo Prazo
232,7
230,8
Endividamento Total
250,9
249,0
57,9
72,8
193,0
176,3
86,5
79,6
(-) Disponibilidades ajustadas 3
= Endividamento Líquido
» Aumento no Endividamento Líquido no 3T13
em função de menor geração operacional
(R$ 14,4 bi) e uso de caixa (R$ 19,6 bi) para a
execução dos investimentos.
US$ Bilhões
Endividamento Líquido
1)
2)
3)
Endividamento Líquido / (EBITDA ajustado 9M13/3 x 4). EBITDA ajustado= EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos
Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)
Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias
17

18. DIVULGAÇÃO DE
RESULTADOS
Informações:
Relacionamento com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
18