DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 1º Trimestre de 2014 Teleconferência / Webcast 12 de Maio de 2014 Resultado 1T14: Crescimento de 8% no Lucro Operacional. Lucro Líquido 14% menor frente ao 4T13. Maior Lucro Operacional em função do efeito dos reajustes dos preços de derivados em todo 1T14, da menor participação do diesel importado nas vendas, prejudicado pela provisão para o PIDV (Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário). O lucro líquido foi menor devido ao impacto do benefício fiscal dos juros sobre capital próprio (R$ 3,2 bilhões), ocorrido no 4T13.

1. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
1º Trimestre de 2014
__
Teleconferência / Webcast
12 de Maio 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. Resultado 1T14
Crescimento de 8% no Lucro Operacional frente ao 4T13
7,6
7,0 +8%
R$ bilhão
4T13 1T14
Destaques no Resultado do 1T14 x 4T13
LUCRO OPERACIONAL (+8%)
Efeito em todo o trimestre dos reajustes do diesel e da gasolina
ocorrido em nov/13.
Menor participação do diesel importado nas vendas.
Ausência de Impairment no 1T14.
Menor produção de petróleo reduzindo o volume exportado.
Provisão para pagamento do PIDV (R$ 2,4 bilhões).
Maior Lucro Operacional em função do efeito dos reajustes dos preços de derivados em todo 1T14, da menor participação do
diesel importado nas vendas, prejudicado pela provisão para o PIDV (Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário). O lucro
líquido foi menor devido ao impacto do benefício fiscal dos juros sobre capital próprio (R$ 3,2 bilhões), ocorrido no 4T13.

4. Resultado 1T14
Crescimento de 8% no Lucro Operacional. Lucro Líquido 14% menor frente ao 4T13
5,4
7,6
6,3
7,0
-14%
+8%
R$ bilhão
4T13 1T14
Destaques no Resultado do 1T14 x 4T13
LUCRO OPERACIONAL (+8%)
Efeito em todo o trimestre dos reajustes do diesel e da gasolina
ocorrido em nov/13.
Menor participação do diesel importado nas vendas.
Ausência de Impairment no 1T14.
Menor produção de petróleo reduzindo o volume exportado.
Provisão para pagamento do PIDV (R$ 2,4 bilhões).
LUCRO LÍQUIDO (-14%)
Melhor resultado financeiro devido a menor taxa de câmbio de
fechamento no 1T14.
Maior despesa com impostos devido a ausência do benefício fiscal
dos juros sobre capital próprio ocorrido no 4T13 (R$ 3,2 bilhões).
Maior Lucro Operacional em função do efeito dos reajustes dos preços de derivados em todo 1T14, da menor participação do
diesel importado nas vendas, prejudicado pela provisão para o PIDV (Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário). O lucro
líquido foi menor devido ao impacto do benefício fiscal dos juros sobre capital próprio (R$ 3,2 bilhões), ocorrido no 4T13.

5. 5
FPSO Cid. São Paulo
(Sapinhoá)
2.100
2.050
2.000
1.950
2.200
2.150
1.850
1.900
nov-13
2.009
out-13
1.994
set-13
2.022
ago-13
1.951
jul-13
1.929
jun-13
2.021
mai-13
1.925
abr-13
1.974
mar-13 dez-13fev-13
1.955
jan-13
1.994
2.027
1.890
mar-14
2.014
fev-14
2.009
jan-14
1.988
Mil bpd
2013: 1.974 mbpd
1T13
Média 1.946
2T13
Média 1.973
4T13
Média 2.010
1T14
Média 2.004
3T13
Média 1.967
P-58
(Parque das Baleias)
P-55
(Roncador)
P-63
(Papa-Terra)
12/NovFPSO Cid. Paraty
(Piloto de Lula NE)
FPSO Cidade de Itajaí
(Baúna)
16/Fev
5/Jan
17/Mar
31/Dez
Produção da Petrobras Produção Operada pela Petrobras
6/Jun
Petrobras Operadora: Produção de Óleo e LGN no Brasil
Produção Operada pela Petrobras no 1T14 foi de 2.004 mbpd

6. 6
FPSO Cid. São Paulo
(Sapinhoá)
1.950
2.200
2.150
2.100
2.050
2.000
1.900
1.850
mar-14
2.014
1.926
fev-14
2.009
1.923
jan-14
1.988
1.917
dez-13
2.027
1.964
nov-13
1.908
jul-13
1.929
1.888
jun-13
2.021
1.979
mai-13
1.925
1.892
abr-13
1.974
1.924
mar-13
1.890
ago-13fev-13
1.955
1.920
jan-13
1.994
1.965
1.979
1.951
2.022
set-13
1.960
1.994
out-13
1.957
2.009
1.846
Mil bpd
Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil
Produção Petrobras no 1T14 foi de 1.922 mbpd, em linha com o planejado para o trimestre
1T13
Média 1.910
2T13
Média 1.931
4T13
Média 1.960
1T14
Média 1.922
3T13
Média 1.924
P-58
(Parque das Baleias)
P-55
(Roncador)
P-63
(Papa-Terra)
12/NovFPSO Cid. Paraty
(Piloto de Lula NE)
FPSO Cidade de Itajaí
(Baúna)
16/Fev
5/Jan
17/Mar
31/Dez
Capacidade:
120 mbpd (45% Petrobras)
2013 – 10 mbpd
1T14 – 20 mbpd
Capacidade:
80 mbpd (100% Petrobras)
2013 – 36 mbpd
1T14 – 72 mbpd
Capacidade:
120 mbpd (65% Petrobras)
2013 – 10 mbpd
1T14 – 30 mbpd
Capacidade:
140 mbpd (62,5% Petrobras)
2013 – 1 mbpd
1T14 – 9 mbpd
Capacidade:
180 mbpd
(100% Petrobras)
1T14 – 8 mbpd
Capacidade:
180 mbpd
(100% Petrobras)
1T14 – 2 mbpd
Produção Operada pela PetrobrasProdução da Petrobras
6/Jun
Principais fatores que impactaram a produção no 1T14:
• Desmobilização do FPSO Brasil e parada total da P-20 por 103 dias (incêndio).
• Limitação de PLSVs devido à decisão tardia de contratá-los no exterior (2010 → 2012), impactando o ritmo atual de interligação
de poços.
• Atrasos na entrega das plataformas pelos estaleiros.
• Maior tempo na execução de projetos inovadores, como os BSRs (boiões) e os sistemas P-63/P-61/TAD.
2013: 1.931 mbpd

7. 302
169
119
41
153
444
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
200720062004 2005 200920082003 2010 20122011 20142013
Recorde de Produção de Petróleo no Pré-Sal
Produção mensal de 395 mil bpd em março e recorde diário de 444 mil bpd em 18/Abr com 24 poços
Mil bpd
Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde diário alcançado em 18/04/2014
P-58
17/03/14
FPSO Cid. São Paulo
05/01/13
+
Instalação de Bóia de Sustentação de Riser (BSR) - Boião
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.
Altura 10 m x Largura 40 m x Comprimento 52
Recordes sucessivos de produção do pré-sal:
• 18/fev: interligação do 1º poço do boião (BSR1) ao FPSO Cid. São Paulo, com 36 mil bpd (melhor poço do país);
• 17/mar: 1º óleo da P-58;
• 03/abr: interligação do 2º poço ao BSR1, com 35 mil bpd;
• 09/mai: interligação do 1º poço à BSR2 (FPSO Cid. Paraty), com 31 mil bpd;
• 09/mai: concluída a instalação da BSR4, última das 4 bóias de sustentação de risers;
2 BSR´s

8. 8
Produção de Óleo e LGN no Brasil – Projeção 2014
Mantida a meta de crescimento da produção de 7,5% (+/- 1 p.p.)
2T14 3T14 4T14
Média 2014: 2.075 mbpd +/- 1%
Fatores que sustentam o crescimento da produção:
• Novos sistemas: P-62 (12/mai), P-61/TAD (3T14), FPSO Cidade de Ilhabela (3T14) e FPSO Cidade de Mangaratiba (4T14).
• Interligação de 65 poços produtores em 2014, dos quais 20 já interligados até 12/mai/2014.
- Aumento da frota de PLSVs: 11 navios no 1T14, 13 navios no 2T14, 16 navios no 3T14 e 19 navios no 4T14.
- Aumento da produtividade dos navios PLSV: de 99 km / PLSV / ano no 1T13 para 129 km / PLSV / ano no 1T14 (+30%).
Mil bpd
2.000
2.500
2.600
2.200
2.100
1.900
1.800
0
2.300
2.400
jun-14
mai-14
abr-14
mar-14
1.926
fev-14
1.923
jan-14
1.917
dez-13
1.964
dez-14
nov-14
out-14
nov-13
1.957
out-13
1.960
set-13
1.979
ago-13
1.908
jul-13
1.888
set-14
1.979
mai-13
1.892
abr-13
1.924
mar-13
jun-13
fev-13
1.920
jan-13
1.965
ago-14
jul-14
1.846
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
12/Mai
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
Cid. Ilhabela
Cid. Mangaratiba
4º Tri
3º Tri
3º Tri
3º Tri
P-61
TAD
P-58
17/Mar
ilustração

9. 9
Produção de Óleo – Sistemas Existentes
Programa de Aumento da Eficiência Operacional (PROEF) – Ganho de 58 mbpd no 1T14
UO-BC
Produção de Óleo + LGN (mbpd)Eficiência Operacional (%)
73 68 71 76 76 74 75 77 77
50
60
70
80
90
100
+9 p.p.
Abr/14
81
1T14*4T133T132T131T134T123T122T121T12
382
355
389390389
418
442452455
488
335312
370357374
405408413428
100
200
300
400
500
600
Abr/141T14*4T133T132T131T134T123T122T121T12
POLEO sem PROEFPOLEO com PROEF
Dispêndios totais de US$ 1.897 milhões até fev/14. VPL de US$ 1.080 milhões até fev/14.
Foco na recuperação de poços em sistemas submarinos. Ganho de produção: +43 mbpd no 1T14.
*Excluindo o efeito dos sistemas novos: P-63 e P-61.
1T14: Ganho
de 43 mbpd
UO-RIO
Produção de Óleo + LGN (mbpd)Eficiência Operacional (%)
92 91 89 94 91 93 92 94 95
50
60
70
80
90
100 +6 p.p.
Abr/14
96
1T14*4T133T132T131T134T123T122T121T12
807
839
881871887871
920
775
824811
841840851
910
500
600
700
800
900
1.000
Abr/141T14*4T133T132T131T134T12
POLEO sem PROEFPOLEO com PROEF
Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até fev/14. VPL de US$ 1.340 milhões até fev/14. Foco na gestão,
melhoria de integridade e otimização na utilização de recursos. Ganho de produção: +15 mbpd no 1T14.
*Excluindo o efeito dos sistemas novos: P-55 e P-62
1T14: Ganho
de 15 mbpd
Meta 2014: 93%
Meta 2014: 81%
Maior valor
dos últimos
46 meses
Maior valor
dos últimos
40 meses

10. 10
Custos da Produção de Óleo e Gás Natural no Brasil
Maior produtividade assegurou a manutenção do patamar do custo de extração
1T14
Mais atividades operacionais com produção de óleo constante;
Custos unitários estabilizados com tendência de queda → aumento da produtividade e redução de custos
11,38
13,12
12,49 12,91 13,28
15,24 14,76 15,02 14,96
14,33 14,62
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 32,65
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$ 14,15 /boe
2012 20132011 2014
Projeção
Média: R$ 21,19 /boe Média: R$ 26,97 /boe Média: R$ 31,94 /boe
+27% +18%
R$ 33,14 /boe
2011 2012 2013 1T14
Câmbio Médio (R$/US$) 1,67 1,96 2,16 2,37
% do Custo em US$ 18 18 32 35
Produção de Óleo (mbpd) 2.022 1.980 1.931 1.922
Produção Pré-Sal (mbpd) 100 138 249 299
Nº de UEP em Operação 121 122 124 124
Dias de Intervenção em
Poços (PROEF)
1.402 2.966 3.479 872
1T14
-1%
+1%

11. Produção de Derivados no Brasil
Produção do 1T14 foi 1% acima do 4T13. Vendas caíram 2,2% neste período (sazonalidade)
1T14 x 4T13
• Menor produção de Diesel e Gasolina, principalmente
devido à parada programada na REPLAN.
• Maior FUT (de 95% para 96%) e maior utilização do
petróleo nacional na carga processada (+21 mbpd).
Produção de Derivados
0%
839 841 822
453 499 483
288 248 290
197 211 208
125128140
9286113
1059198
+1%
1T14
2.124
4T13
2.105
1T13
2.127
-2,2%
-3,2%
Vendas de Derivados – Brasil
Outros* DieselGasolinaGLPNaftaQAVOC
(mil bpd)(mil bpd)
921 1.005 947
580
610 601
222235
213
178164
180
111108
105
11099
118
202204
196
1T14
2.371
4T13
2.425
1T13
2.313
-2,2%
(*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários
+2,5%
-5,8%
-1,5%
1T14 x 4T13
• Diesel (-58 mbpd): Efeito da sazonalidade, atenuado pelo
maior consumo de diesel pelas térmicas. 4º tri. tem produção
industrial aquecida e plantio da safra, enquanto 1º tri. tem
redução de vendas no varejo e na indústria.
• GLP (-13 mbpd): Temperaturas mais altas no 1T14 e período
de férias reduzem o consumo de GLP.

12. 2.124
1.997
1.896
1.8321.821
1.7801.788
1.755
1.735
1.696
1.639
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
Recorde de Produção de Derivados no Brasil: 12 Refinarias
Produção de 2.151 mil bpd em março
2007 2008 2009 2010 20142011 2012 20132003 2004 2005 2006
Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde mensal alcançado em março/2014.
Mil bpd
2.151
Novos recordes de produção no refino
• Excelentes níveis de eficiência: fator de utilização de 96% no 1T14.
• Novo recorde mensal de 2.151 mil barris por dia em março, superando o anterior de 2.139 mil bpd obtido em julho de 2013.
Refinaria de Paulínia – REPLAN
Capacidade: 415 mil bpd
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.

13. 13
3,47 3,91
4,20
3,83
3,14
3,37
3,14 3,08
3,26
2,88 2,75 2,83
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
6,63
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$ 2,75 / bbl
2012 20132011
Média: R$ 6,51 /bbl Média: R$ 6,73 /bbl Média: R$ 6,67 /bbl
+3% 0%
R$ 6,48 /bbl
Custo de Refino no Brasil
Redução significativa devido ao aumento da produtividade e da carga processada
Mais atividades operacionais com crescimento da produção de derivados;
Custos unitários em queda → aumento da produtividade e redução de custos
2011 2012 2013 1T14
Câmbio Médio (R$/US$) 1,67 1,96 2,16 2,37
Nº de Efetivo 9.231 9.289 9.078 9.017
Carga Processada (mbpd) 1.866 1.944 2.074 2.058
FUT (%) 91 94 97 96
Complexidade (UEDC/d) 12,94 14,39 15,02 16,16
1T14
1T14
-5%
-2%
2014
Projeção
2014
Projeção
UEDC – Utilized Equivalent Distillation Capacity

14. Oferta e Demanda de Gás Natural
Aumento da demanda do mercado térmico no 1T14 em relação ao 4T13 (+28%)
Maior importação de GNL para atendimento ao mercado termelétrico.
1T14 x 4T13
• Maior demanda termelétrica devido à condição hidrológica desfavorável e baixo nível dos reservatórios.
• Maior importação de Gás Natural da Bolívia com o contrato adicional assinado, em fev/14, para atendimento à UTE Cuiabá.
• Maior volume de GNL regaseificado para atendimento à maior demanda térmica.
39,9
milhão m³/dia
Nacional
Bolívia
GNL
Não-Termelétrico
Termelétrico
Abast/E&P/Fafens
OFERTADEMANDA
40,2
37,0
11,7
39,3
+1% +1%
13,012,710,9
+10%
1T14
88,5
37,9
37,6
4T13
80,8
29,6
38,5
1T13
87,8
39,9
37,0
18,812,814,1
+9%
1T14
88,8
31,7
38,3
4T13
81,3
30,7
37,8
1T13
88,1
30,7
43,3
+28%
+2%
+3%
+47%
+1%

15. Recorde de Entrega de Gás Natural
Entrega mensal de 95,5 milhões m³/dia em março e recorde diário de 101,1 milhões m³/dia em 26/Mar
85
75
6162
45
58
484645
42
35
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
2007 2008 2009 2010 20142011 2012 20132003 2004 2005 2006
Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde mensal alcançado em março/2014.
Milhão m³/dia
96
Novos recordes na entrega de gás natural ao mercado
• Recorde diário de 101,1 milhões de m³/dia, ultrapassando pela primeira vez a barreira dos 100 milhões m³/dia de
gás natural entregues ao mercado.
• O mercado termelétrico recebeu 45 milhões m³/dia para uma geração de 7.163 MW de energia elétrica, cerca de
12% da demanda do Sistema Interligado Nacional.
Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia
Capacidade: 14 milhões m³/dia
1º Gás: 24/01/2014

16. 16
INTERNACIONAL: Produção de Petróleo/Gás e Refino
Maior produção no 1T14 em função da entrada de poços em Cascade e Chinook (EUA)
Produção de Petróleo e Gás Natural Refino (Carga Total Processada)
Milbbl/dia
51 42 33
-6%
1T14
165
29
103
4T13
175
28
104
1T13
173
28
94
Bahía Blanca
Pasadena
Okinawa
-5%
55 51 53
557
131115
917
1
5
5
6
+8%
1T14
209
81
27
26
4T13
194
85
27
1T13
242
89
52
Bolívia
Colômbia
Peru
Argentina
EUA
Angola
Nigéria
Venezuela
Milboe/dia
-13%
1T14 x 4T13
• EUA (+18 mboe/dia): Entrada em produção dos poços Cascade 6 e Chinook 5
em jan/14.
• Bolívia (+2 mboe/dia): Entrada de poços em Itau, em jan/14.
• Argentina (-5 mboe/dia): Farm-out total de Puesto Hernandez.
• Custo de Extração (de US$ 11,72/boe para US$ 7,85/boe): Redução de 33%
em função do aumento da produção nos EUA e venda de Puesto Hernandez
(Argentina).
1T14 x 4T13
• Okinawa (-9 mbbl/dia): Parada programada por 39 dias, a partir de fev/14.
• Pasadena (-1 mbbl/dia): Limpeza de trocadores de calor da Unidade de
Destilação Atmosférica.
• Bahía Blanca (+1 mbbl/dia): Parada não programada da unidade de FCC
ocorrida em nov/13 (13 dias).
• Custo de Refino (de US$ 4,44/bbl para US$ 3,66/bbl): Redução de 18% devido
à manutenção de tanques em Okinawa ocorridas no final de 2013.

17. 17
Programas Estruturantes e Impacto no Lucro Líquido
Efeito positivo de R$ 2,8 bilhões no 1T14
2,6
5,4
PROEF
0,5
PRODESIN
0,7
PROCOP
1,6
Lucro Líquido 1T14
R$ -2,8 bilhões
(-52%)
Lucro Líquido 1T14
sem Programas
Estruturantes
R$ bilhão
PROCOP (R$ 1,6 bilhão), PRODESIN (R$ 0,7 bilhão), PROEF (R$ 0,5 bilhão) impactaram positivamente o Lucro Líquido em
52% (R$ 2,8 bilhões).
Programas Estruturantes
Programa de
Desinvestimentos
Programa de
Otimização de
Custos Operacionais
Programa de Aumento
da Eficiência
Operacional
Ganho descontado de IR

18. 18
Impacto positivo no caixa: programas estruturantes PRODESIN (R$ 0,9 bilhão), INFRALOG (R$ 0,4 bilhão), PRC-Poço
(R$ 0,2 bilhão) e PROCOP (R$ 1,6 bilhão) possibilitaram um caixa 4% superior.
1,6
0,2
0,4
0,9
PRODESIN*Caixa Final 1T14
78,5
PRC SUB
0,05
INFRALOG Caixa Final sem
Programas
Estruturantes
75,4
PROCOP*PRC Poço
R$ +3,1 bilhões
(+4%)
*Ganho descontado de IR
Programa de
Desinvestimentos
Plano de Redução
de Custos de
Instalações
Submarinas
Programa de
Redução de
Custos de Poços
Programa de
Otimização de
Custos Operacionais
R$ bilhão
Gestão Integrada
dos Projetos
de Logística
Programas Estruturantes e Impacto no Caixa
Efeito positivo de R$ 3,1 bilhões no 1T14

19. 3,52
4,00
39% 39%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
1,5
2,5
3,5
4,5
4T13 1T14
Endividamento Líquido / EBITDA ¹
Endividamento Líquido / Capitalização Líquida ²
ALAVANCAGEM
EL/EBITDA
Indicadores Financeiros
Captações no 1T14 elevaram as disponibilidades para R$ 78,5 bilhões
1) Endividamento Líquido / (EBITDA ajustado 1T14 x 4). 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
R$ Bilhões 31/12/13 31/03/14
Endividamento de Curto Prazo 18,8 21,8
Endividamento de Longo Prazo 249,0 286,3
Endividamento Total 267,8 308,1
(-) Disponibilidades ajustadas 3 46,3 78,5
= Endividamento Líquido 221,6 229,7
US$ Bilhões
Endividamento Líquido 94,6 101,5
• No 1T14 foram realizadas duas emissões de títulos:
- Janeiro/14
€ 3,05 bilhões + £ 600 milhões = US$ 5,14 bilhões
(demanda de US$ 15 bilhões)
- Março/14
US$ 8,5 bilhões
(demanda de US$ 23 bilhões)
• Alavancagem permanece em 39%
• EL/EBITDA em 4,00x, consequência da provisão do PIDV;
Como sensibilidade, sem o efeito do PIDV o indicador
EL/EBITDA seria de 3,43x no 1T14.
Acesso ao Mercado
Indicadores de Endividamento

20. Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário - PIDV 2014
Compromisso com o aumento da eficiência, produtividade e disciplina de capital
• Número de Inscritos: 8.298 empregados
12% do total de empregados* e 15% do custo de pessoal previsto** para 2014
• Custo do Programa: R$ 2,4 bilhões
Provisionado no 1T14
• Redução de Custos: R$ 13 bilhões no período 2014-2018
Premissa de Reposição: 60% dos desligamentos.
O custo do incentivo deverá ser compensado em um tempo médio de 9 meses após a saída de cada um dos profissionais.
• Previsão de Desligamentos
55% dos desligamentos ocorrem em 2014.
As saídas subsequentes estão programadas de forma a conciliar a necessária retenção do conhecimento, indispensável ao
crescimento e à continuidade operacional, segura e sustentável, da Companhia
• Evolução do Custo de Pessoal*
* Petrobras Holding + BR Distribuidora. Empregados em Mar/14 = 66.982 / ** Custo previsto no PDG 2014 - Programa de Dispêndios Globais
2009
11,5
2010
13,1
18,3
2011
15,5
Redução PIDV
26,9
2012
+3% a.a.
5,0
2015
25,6
2016
25,524,9
4,13,3
Custo de Pessoal
2017
+18% a.a.
2018
1,3
2014
23,8
2013
22,3
R$ bilhão
Empregados (mil) 60,1 61,9 63,5 66,4 67,2 62,6 63,7 63,8 61,9 63,2
R$ 13 bilhões 2014-2018
-0,6
Projeção

21. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
1º Trimestre de 2014
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Informações:
Relacionamento com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br