RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL PRIMER TRIMESTRE DE

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1 RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL PRIMER TRIMESTRE DE 2016 Estados financieros intermedios consolidados revisados por los auditores independientes, en millones de dólares, de conformidad con las normas internacionales de contabilidad (IFRS). Principales destaques del resultado (1T-2016 vs. 1T-2015): Pérdida neta atribuible a los accionistas de Petrobras de US$ 318 millones, determinado por: Rio de Janeiro 12 de mayo de 2016 Mayores gastos de intereses y variaciones monetarias y cambiarias negativas, que ascendieron a US$ millones en el 1T-2016; Reducción del 7% de la producción de petróleo y gas natural (Brasil y exterior); Reducción del 8% en la venta de derivados en el mercado local; Aumento de los costos de depreciación; y Mayores gastos de ociosidad de equipos, principalmente de sondas. EBITDA ajustado de US$ millones en el 1T-2016 (US$ millones en el 1T-2015). El margen de EBITDA Ajustado fue de 30% en el 1T Flujo de caja libre positivo por el valor de US$ 610 millones en el 1T-2016 (negativo en US$ 436 millones en el 1T-2015) debido a los mayores márgenes del diesel y la gasolina en el mercado interno, menores gastos en participaciones gubernamentales e importaciones, así como reducción de las inversiones. El endeudamiento bruto permaneció relativamente constante en 31 de marzo de 2016 (US$ millones) en comparación a 31 de diciembre de 2015 (US$ millones). Excluyéndose los efectos cambiarios, el endeudamiento bruto en reales disminuyó 9%. El endeudamiento neto en dólares fue de US$ millones en 31 de marzo de 2016, aumento del 3% cuando se lo compara con el saldo al 31 de diciembre de El índice de deuda neta sobre LTM EBITDA ajustado en dólares aumentó de 4,41 en 31 de diciembre de 2015 para 5,03 en 31 de marzo de Excluyéndose los efectos cambiarios, el mismo índice en reales retrocedió de 5,31 al 31 de diciembre de 2015 a 5,03 al 31 de marzo de 2016 y el apalancamiento se redujo del 60% al 58%. Principales destaques operativos (1T-2016 vs. 1T-2015): La producción total de petróleo y gas natural de Petrobras alcanzó mil barriles de petróleo equivalente por día (boed), una reducción del 7%. La producción de derivados en Brasil se mantuvo estable, totalizando mil barriles por día (bpd), mientras que las ventas en el mercado interno ascendieron a mil bpd. Aumento del 14% de las exportaciones de petróleo y derivados (56 mil bpd) y retroceso del 37% del precio medio del Brent (a US$ 33,89 /bbl). Reducción del 21% en el costo de extracción sin participaciones gubernamentales en Brasil (a US$ 10,49/bbl). EBITDA Ajustado (US$ millones) Ganancia (Pérdida) Neta - Accionistas Petrobras (US$ millones) (318) 1T15 4T15 1T16 1T15 (9.421) 4T15 1T16 Ganancia (Pérdida) Operativa (US$ millones) Producción Total de Oleo, LGN y Gas Natural (mil boed) Extranjero Brasil (10.451) 1T15 4T15 1T16 1T15 4T15 1T16 1

2 Principales ítems e indicadores económicos consolidados US$ millones 2016 x Ganancias e inversiones 4T T16 X 4T (31) Ingresos de ventas (19) (31) Ganancia bruta (23) (54) Ganancia (pérdida) antes del resultado financiero, participación y impuestos (10.451) 120 (2.223) (1.963) (13) Resultado financiero neto (1.283) (73) (318) (117) Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (9.421) 97 (0,02) 0,14 (114) Ganancia (pérdida) básica y diluída por acción 1 (0,72) (28) EBITDA ajustado Margen bruto 3 32 (2) (5) Margen operativo 3 (47) 59 (2) 7 (9) Margen neto 3 (43) (36) Gastos de capital e inversiones totales (26) (32). Exploración & Producción (22) (64). Abastecimiento 556 (56) (67). Gas & Energía 161 (53) (62). Distribución 74 (66) Biocombustible (32). Corporativo 94 (44) US$ millones x 1T16 X Ganancia (pérdida) antes del resultado financiero, participación y impuestos 4T T (9). Abastecimiento (196) (111). Exploración & Producción (9.235) (50). Gas & Energía (510) 155 (12) 319 (104). Distribución (569) 98 (36) (15) (140). Biocombustible (63) 43 (1.021) (1.374) 26. Corporativo (1.568) x 2015 Indicadores financieros y económicos 4T T16 X 4T15 59,52 77,80 (23) Precios de los derivados basicos en el mercado interno (U.S.$/bbl) 62,30 (4) 33,89 53,97 (37) Petróleo Brent (U.S.$/bbl) 43,69 (22) Precio de venta - Brasil 28,88 43,40 (33). Petróleo (U.S.$/bbl) 4 33,50 (14) 30,22 40,76 (26). Gas natural (U.S.$/bbl) 32,47 (7) 3,90 2,87 36 Dólar promédio comercial de venta (R$/U.S.$) 3,84 2 3,56 3,21 11 Dólar final comercial de venta (R$/U.S.$) 3,90 (9) (8,9) 20,8 (30) Variación del dólar final comercial de venta (1,7) (7) 14,15 12,19 2 Selic - tasa promedio 14, (8) Producción total de petroleo y LGN (Mbbl/d) (7) (1) Producción total de gas natural (Mbbl/d) 563 (2) (7) Producción total de petroleo y gas natural (Mbbl/d) (6) (7) Volume total de ventas (Mbbl/d) (11) Precio de venta - Internacional 41,59 58,40 (29). Petróleo (U.S.$/bbl) 49,28 (16) 23,27 22,40 4. Gas natural (U.S.$/bbl) 19, Ganancia (pérdida) neta por acción calculada con base en el promedio ponderado de la cantidad de acciones. 2 EBITDA ajustado es igual a la ganancia neta adicionada a los ingresos (gastos) financieros netos; a los impuestos sobre las ganancias; a la depreciación, agotamiento y amortización; al resultado de participaciones en inversiones; impairment y baja de gastos adicionales indebidos capitalizados. EBITDA ajustado no es una medida de IFRS y probablemente no es comparable con los indicadores bajo la misma denominación informados por otras compañías. Ver el estado del EBITDA ajustado consolidado por segmento y una reconciliación de nuestro EBITDA Ajustado en la página Margen bruto es igual a ingresos por ventas menos costo de ventas dividido por ingresos por ventas; Margen operativo es igual a ganancia (pérdida) neta antes de ingresos (gastos) financieros, participación en las ganancias o resultados e impuestos sobre las ganancias, excluyéndose baja de gastos adicionales indebidos capitalizados dividida por ingresos por ventas; Margen neto es igual a ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras dividida por ingresos por ventas. 4 Promedio entre los precios de exportaciones y los precios internos de transferencia de Exploración & Producción para Abastecimiento. 2

3 Resultados del 1T-2016 x 1T-2015 : Prácticamente todos nuestros ingresos y gastos relacionados a las actividades realizadas en Brasil son denominados y pagaderos en Reales. Cuando el Real se deprecia en relación al dólar estadounidense, como lo hizo en el 1T-2016 (depreciación del 36%), los ingresos y gastos disminuyen cuando expresados en dólares estadounidenses. No obstante, la depreciación del Real contra el dólar estadounidense afecta los puntos discutidos a continuación de formas diferentes. Ganancia Bruta La ganancia bruta cayó el 31% para US$ millones en el 1T-2016 con relación al 1T-2015, principalmente debido a los efectos de conversión cambiaria (depreciación del Real en relación al dólar). Excluyéndose estos efectos, la ganancia bruta disminuyó 6% en Reales, debido a la reducción en los ingresos de ventas, debido a la caída del 8% en la demanda de derivados en el mercado interno, parcialmente compensada por los mayores márgenes del diesel y la gasolina y por el mayor volumen de exportaciones de petróleo y derivados (14%). También contribuyeron a los menores ingresos de ventas la reducción en los precios de las exportaciones de petróleo y derivados, el menor volumen vendido de gas natural, la reducción de la generación de energía -debido a la menor demanda del sector termoeléctrico-, además del retroceso en los precios de energía eléctrica. Se registraron menores costos de importaciones y participaciones gubernamentales en Brasil y aumento de la participación del petróleo nacional en la carga procesada (a pesar de la caída del 8% en la producción de petróleo y LGN en Brasil). Sin embargo, hubo aumento de la depreciación debido a la reducción de las estimativas de reservas (principalmente por la caída de los precios del petróleo), parcialmente compensada por el menor saldo de activos debido a las pérdidas por impairment en Ganancia (pérdida) antes del resultado financiero, participación y impuestos La ganancia antes del resultado financiero, participación y impuestos ascendió a US$ millones en el 1T-2016, una reducción del 54% en comparación con el 1T Este resultado refleja la reducción de la ganancia bruta, los mayores gastos de ociosidad de equipos (sondas) y el impairment en los campos de Bijupirá y Salema. Adicionalmente, el 1T-2015 se vio beneficiado por la reversión de pérdidas de cuentas a cobrar del sector eléctrico. Resultado Financiero El resultado financiero fue negativo en US$ millones, registrando gastos netos adicionales de US$ 260 millones con relación al 1T Contribuyeron a este resultado la mayor reclasificación de las pérdidas de variación cambiaria al resultado neto debido a la contabilidad de hedge, el aumento de los gastos por intereses, reflejando el mayor endeudamiento y el efecto de la depreciación del real ante el dólar. Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras La Compañía presentó pérdidas de US$ 318 millones en el 1T-2016, principalmente debido a los mayores gastos por intereses y pérdidas por variación cambiaria, reducción de la producción de petróleo y gas natural, caída de las ventas de derivados en el mercado interno, aumento de los costos por depreciación y mayores gastos de ociosidad de equipos. EBITDA Ajustado y Flujo de Caja Libre El EBITDA ajustado fue de US$ millones en el 1T-2016, disminución de 28% en comparación al 1T-2015, llegando a US$ millones. El margen de EBITDA Ajustado fue de 30% en el 1T Por el cuarto trimestre consecutivo, la Compañía presentó flujo de caja libre positivo, totalizando US$ 610 millones en el 1T-2016, debido a los mayores márgenes del diesel y de la gasolina en el mercado interno, menores gastos en participaciones gubernamentales en Brasil e menores gastos de importaciones, así como reducción de las inversiones. Este resultado representa un importante esfuerzo hacia el objetivo de desapalancamiento de la Compañía. Véase Apéndice para informaciones adicionales sobre el resultado de las operaciones del 1T-2016 x 1T

4 RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Petrobras es una Compañía que opera de forma integrada, cuya mayor parte de la producción de petróleo y gas natural es transferida del área de Exploración y Producción a otras áreas de negocio de la Compañía. En la determinación de los resultados por área de negocio se consideran las transacciones realizadas con terceros y entre empresas del Sistema Petrobras, además de las transferencias entre áreas de negocio valoradas por precios internos definidos a través de metodologías fundamentadas en parámetros de mercado. El 28 de abril de 2016, la Asamblea General Extraordinaria aprobó los ajustes estatutarios de acuerdo con la nueva estructura organizativa de la Compañía y su nuevo modelo de gestión y de gobierno, con el fin de alinear la organización a la nueva realidad del sector de petróleo y gas y priorizar la rentabilidad y la disciplina de capital. El nuevo modelo de gestión no prevé la suspensión de los negocios de la Compañía, sino que implica unificación de actividades. Teniendo en cuenta los ajustes en el nuevo modelo de gestión, la estructura de la información segmentada podrá ser, si lo considera necesario, reevaluada con el fin de proporcionar a los gestores una suficiente información para evaluar el rendimiento del negocio, así como para la toma de decisiones sobre la asignación de recursos y/o inversiones. EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN (154) (113) Pérdida neta de US$ 154 millones en el 1T-2016, en comparación con la ganancia neta de US$ millones en el 1T Las pérdidas fueron ocasionadas por la baja de las cotizaciones internacionales del commodity (37%) y por el menor volumen de petróleo y LGN (8%) en el Brasil y extranjero. Adicionalmente, influyeron en el resultado el aumento de los gastos de depreciación y de los gastos de ociosidad de sondas, compensados parcialmente por menores gastos de participaciones gubernamentales en Brasil. Producción nacional (Mbbl/d) (*) Petróleo y LGN (8) Gas natural (3) Total (7) La producción de petróleo y LGN se redujo el 8% debido a la realización de paradas para mantenimiento de las unidades P-35 (Marlim), FPSO Cidade de Vitória (Golfinho), FPSO Capixaba (Cachalote/Baleia Franca) y P-53 (Marlim Leste), atenuada por la entrada/ramp-up de nuevos sistemas, con destaque para FPSO Itaguaí (Iracema Norte), P-58 (Parque das Baleias) y FPSO Mangaratiba (Iracema Sul). La producción de gas natural se redujo el 3% debido a las paradas programadas mencionadas anteriormente. (*) No revisado por los auditores independientes. 5 LGN Fluidos de gas natural. 6 No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado. 4

5 Producción en el extranjero (Mbbl/d) (*) Producción en el extranjero consolidada Petróleo y LGN (10) Gas natural Total Producción en el extranjero no consolidada (19) Producción total en el extranjero (3) La producción de petróleo y LGN disminuyó un 10% debido, principalmente, a la venta de campos en la Cuenca Austral y del regreso de campo a la provincia de La Pampa, todos en Argentina en La producción no consolidada de petróleo y LGN disminuyó 19%, principalmente debido a la parada programada en el campo de Akpo, en Nigeria. Hubo un aumento del 8% en la producción de gas debido a la entrada en producción del campo Hadrian South en los Estados Unidos. Lifting Cost 7 - Brasil (*) US$/barril: Sin participación gubernamental 10,49 13,27 (21) Con participación gubernamental 13,43 20,05 (33) Lifting Cost sin participaciones gubernamentales Menores gastos de intervenciones en pozos en la cuenca de Campos y aumento de la participación de la producción del pre-sal con costo unitario menor. Lifting Cost con participaciones gubernamentales Menores gastos en royalties y participación especial, como consecuencia de la reducción del precio del petróleo. Lifting Cost en el extranjero (US$/barril) (*) ,62 8,86 (37) Venta de campos en la Cuenca Austral, en Argentina, con mayores costos de operación y la entrada en operación del campo Hadrian South, en los Estados Unidos, con costos de operación relativamente más bajos. Nota de rodapé: (*)7 (*) No revisado por los auditores independientes. 7 Indicador de Lifting Cost de petroleo y gas natural. 5

6 ABASTECIMIENTO Net Income (Loss) Attributable to the Shareholders of Petrobras (6) Ganancia neta de US$ millones en el 1T-2016 disminuyó en comparación a la ganancia neta de US$ millones en el 1T- 2015, principalmente debido a los efectos de la conversión cambiaria (depreciación de 36% del Real en relación al dolar). Excluyéndose esos efectos, la ganancia neta aumentó 29%, principalmente debido a los menores costos de adquisición/transferencia de petróleo, debido a la reducción de las cotizaciones internacionales del commodity, menor participación del petróleo importado en la carga procesada, menor participación de derivados importados en el mix de las ventas y mayores márgenes de diesel y gasolina. La reducción de la demanda de derivados en el mercado interno, debido al menor nivel de actividad económica en Brasil, compensó parcialmente esos factores. Indicadores operativos del refino en Brasil (Mbbl/d) (*) Producción de derivados Carga de referencia Factor de utilización de la refinación (2) Carga fresca procesada (sin LGN) - Brasil (2) Carga procesada - Brasil (3) Participación del petróleo nacional en la carga procesada La producción de derivados se mantuvo estable, a pesar de la retracción del mercado, reduciendo la participación de importados en el mix de ventas. Esto resultó del aumento de la participación del diesel en el total producido, principalmente por la mejora de la eficiencia operativa en RNEST. Indicadores operativos del refino en el extranjero (Mbbl/d) (*) Carga total procesada Producción de derivados (7) Carga de referencia Factor de utilización de la refinación La carga procesada aumentó 10%, debido al retorno al funcionamiento después de la parada programada de la refinería de Pasadena en marzo de 2015, parcialmente compensada por la interrupción del procesamiento de la refinería de Okinawa en abril de (*) No revisado por los auditores independientes. 8 Carga de referencia o capacidad instalada de procesamiento primario considera carga máxima sostenible de petróleo alcanzada en las unidades de destilación al final del periodo, respetando los límites de proyecto de los equipos y los requisitos de seguridad, medio ambiente y calidad de los productos. Es menor que la capacidad autorizada por la ANP (inclusive autorizaciones temporarias) y órganos ambientales. 9 El factor de utilización de la refinación considera la relación entre la carga fresca procesada y la carga de referencia. 10 Carga fresca procesada - volumen de petróleo procesado en Brasil para cálculo del factor de utilización del parque de refinación. 11 Carga procesada: está compuesta por la sumatoria de la carga procesada de petróleo y LGN en Brasil. 6

7 Importaciones e exportaciones de petróleo y derivados (Mbbl/d) (*) Importaciones de petróleo (28) Importaciones de derivados (17) Importaciones de petróleo y derivados (22) Exportaciones de petróleo Exportaciones de derivados Exportaciones de petróleo y derivados Exportaciones (importaciones) netas de petróleo y derivados (33) (225) 85 Menor importación de petróleo debido a la reducción en la carga procesada y aumento de la participación del petróleo nacional en el mix. Reducción de la demanda interna de derivados, reflejándose en menores importaciones y aumento de las exportaciones. Costos de la refinación - Brasil (*) Costos de la refinación (US$/barril) 2,27 2,84 (20) Los costos de la refinación en US$/barril disminuyeron 20% en el 1T-2016 en relación al 1T Excluyéndose los efectos de la conversión cambiaria, los costos de la refinación en R$/barril fueron 7% mayor debido, principalmente, a los reajustes salariales, concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2015/2016 y a la reducción de la carga procesada, que aumenta el costo unitario. Costos de la refinación en el extranjero (US$/barril) (*) ,01 3,90 3 Aumento del 3%, debido a mayores gastos de operación y mantenimiento en la refinería de Pasadena, parcialmente compensado por la devaluación de la moneda argentina, impactando la Refinería de Baía Blanca. (*) No revisado por los auditores independientes. 12 Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción. 7

8 GAS Y ENERGÍA Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (49) Ganancia de US$ 195 millones en el 1T-2016, una disminución de 49% en comparación a la ganancia de US$ 379 millones en en el 1T-2015, debido a la depreciación de 36% del Real en relación al dolar y al hecho de que el 1T-2015 se benefició por la reversión de provisión para pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico (US$ 452 millones). Este efecto fue parcialmente compensado por la reducción de los costos de adquisición de gas importado (GNL y boliviano) y mayor margen de comercialización del gas natural, debido al aumento del precio medio de realización en el 1T-2016, así como a pérdidas referentes a contingencia tributaria de ICMS sobre adquisición de gas natural (US$ 180 millones) en el 1T Indicadores físicos y financieros (*) Ventas de electricidad (ACL) 13 - MW promedio (5) Ventas de electricidad (ACR) 14 - MW promedio (3) Generación de electricidad - MW promedio (45) Importaciones de gas natural licuado (Mbbl/d) (35) Importaciones de gas natural (Mbbl/d) (7) Precio de liquidación de las diferencias - US$/MWh (87) La reducción del 5% en el volumen de ventas de energía en el Ambiente de Contratación Libre (ACL) ocurrió debido a la conclusión de contratos. El retroceso del 3% en las ventas en el Ambiente de Contratación Regulada (ACR) resultó de la conclusión de Subasta de Energía (205 MW medios). El menor volumen generado de energía (45%) y la reducción de PLD (87%) reflejan la mejora de las condiciones hidrológicas, notoriamente en el Sudeste. La reducción del 35% de la importación de GNL y del 7% de la importación de gas natural boliviano se debió a la menor demanda termoeléctrica en el período. Nota de rodapé: (*) (*) No revisado por los auditores independientes. 13 ACL - Ambiente de contratación libre. 14 ACR - Ambiente de contratación regulada. 15 PLD es el precio de liquidación de las diferencias, o sea, el precio de la electricidad en el mercado spot. Precios semanales ponderados por nivel de carga (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del submercado. 8

9 DISTRIBUCIÓN (6) 214 (103) La pérdida refleja el menor volumen de ventas en Brasil debido al menor nivel de actividad económica, de las mayores pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico y de contingencias fiscales, parcialmente compensados por el resultado positivo en el extranjero. Market Share - Brasil (*) ,6% 36,4% (4) La reducción del market share se explica, principalmente, por la reducción del 59% en las ventas de diesel y oleo combustible al sector de térmicas, combinado con la menor representatividad del mercado de oleo combustible (donde BR es mayoritaria) en el mercado total. Además, parte de la disminución refleja el reposicionamiento de los márgenes, privilegiando la rentabilidad de las ventas. BIOCOMBUSTIBLE (13) (16) 19 La pérdida resultó del registro de pérdidas por inversiones en el sector de etanol, aliado a los mayores costos de materia prima y metanol, impactado por la depreciación del Real en relación al dolar. (*) No revisado por los auditores independientes. Nuestro market share es basado en estimaciones de Petrobras Distribuidora. 16 Desde 2015, el cálculo del market share se ha revisado para no más tener en cuenta las ventas entre los distribuidores. Además, comenzamos a actualizar el indicador en la adhesión a la revisión de los montos históricos realizados por la ANP y Sindicom. Los trimestres anteriores se han recalculado por el nuevo criterio, a efectos de comparación. 9

10 Volumen de ventas (Mbbl/d) (*) Diesel (12) Gasolina (2) Oleo combustible (33) Nafta (10) GLP (2) Combustible de aviación (5) Otros Total de derivados (8) Alcoholes, nitrogenados renovables y otros (3) Gas natural (20) Total mercado interno (10) Exportación Ventas internacionales (12) Total mercado internacional Total general (7) El volumen de ventas en el mercado interno fue el 10% inferior, destacándose los siguientes productos: Diesel (reducción del 12%): i) Menor nivel de actividad económica; ii) Aumento de las ventas por terceros; y iii) Menor generación de las termoeléctricas a diesel del SIN (Sistema Interconectado Nacional). Dichos factores suplantaron el crecimiento de la flota de vehículos livianos a diesel (vans, pickups y SUV). Oleo combustible (reducción del 33%): menores entregas a demanda térmica en varios estados; Nafta (reducción del 10%): menor demanda del sector petroquímico, principalmente Braskem; y Gas natural (reducción del 20%): reducción de la demanda del sector termoeléctrico. Gas natural (reducción del 3%): reducción de la demanda del sector eléctrico (*) No revisado por los auditores independientes. 17 Gas licuado de petróleo. 18 Combustible de aviación. 10

11 LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL T Disponibilidades ajustadas al início del período (779) (9.302) Títulos públicos federales y time deposits con más de 3 meses al início del período (1.099) Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período Efectivo neto generado en las actividades operativas (3.713) (7.450) Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión (3.793) (3.818) (6.175) Inversiones en segmentos de negócio (4.677) Venta de activos (desinversiones) (1.455) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (1.711) (=) Flujo de efectivo neto (4.477) (3.600) Financiaciones y préstamos, netos (2.953) Captaciones (6.322) (4.904) Amortizaciones (4.543) Dividendos pagados a los accionistas Participación de accionistas no controlantes (19) 522 (743) Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período Títulos públicos federales y time deposits con más de 3 meses al final del período Disponibilidades ajustadas al final del período Al 31 de marzo de 2016, efectivo y equivalentes de efectivo fueron US$ millones y las disponibilidades ajustadas 19 totalizaban US$ millones. Las principales aplicaciones de recursos en el 1T-2016 fueron destinadas al cumplimiento del servicio de sus deudas en el periodo y financiación de las inversiones en áreas de negocio. Dichos recursos fueron parcialmente proporcionados por una generación de caja operativa de US$ millones y captaciones de US$ millones. El saldo de disponibilidades ajustadas fue afectado negativamente en el 1T-2016 por el efecto de la variación cambiaria sobre las inversiones financieras en el exterior. La generación operativa de efectivo de US$ millones fue principalmente motivada por los mayores márgenes de diesel y gasolina, reducción de los gastos de participaciones gubernamentales en Brasil e importaciones de petróleo y derivados, además de la mayor participación del petroleo nacional en la carga procesada. Estos efectos fueron compensados parcialmente por menores precios de las exportaciones de petróleo y retroceso del volumen de ventas en Brasil debido a la retracción de la actividad económica. Las inversiones en los negocios de la Compañía fueron de US$ millones en el 1T-2016, un retroceso del 38% con relación al año anterior; el 88% de las inversiones fueron en el área de exploración y producción. El flujo de efectivo libre 20 fue positivo por cuarto trimestre consecutivo, totalizando US$ 610 millones en el 1T De enero a marzo de 2016, la Compañía realizó una operación de sale and leaseback con el Banco Industrial y Comercial de China (ICBC) por el valor de US$ 1 mil millones, además de captaciones de corto plazo para amortización en el periodo. Al 31 de marzo de 2016, el plazo medio de vencimiento de la deuda quedó en 7,04 años (7,14 años en 2015). Las amortizaciones de intereses y capital principal sumaron US$ millones en el 1T-2016 y el flujo nominal (visión caja) del capital principal e intereses de las financiaciones, por vencimiento, se presentan a continuación: Vencimiento en adelante Principal Interés Total Las disponibilidades ajustadas incluyen títulos federales e inversiones financieras en el exterior en time deposits de instituciones financieras de primera línea con vencimientos superiores a 3 meses a partir de la fecha de aplicación, considerándose la expectativa de realización de esas inversiones a corto plazo. Las disponibilidades ajustadas no fueron calculadas según las normas internacionales de contabilidad y no deben ser consideradas aisladamente ni en reemplazo de efectivo y equivalentes al efectivo determinados en IFRS. Las disponibilidades ajustadas no deben ser base de comparación con las de otras empresas, sin embargo, la administración cree que son una información complementaria que ayuda a los inversionistas a evaluar la liquidez y auxilia en la gestión del apalancamiento. 20 Fluxo de efectivo libre es la generación operativa de efectivo menos las inversiones en segmentos de negocio. 11

12 Endeudamiento consolidado Δ% Financiaciones corrientes Financiaciones a largo plazo (2) Total Efectivo y equivalentes al efectivo (13) Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) (1) Disponibilidades ajustadas (12) Endeudamiento neto Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 58% 60% (2) Pasivo total neto Estructura de capital (Capital de terceros neto / pasivo total neto) 66% 68% (2) Índice de endeudamiento neto/ltm EBITDA ajustado 25 5,03 4,41 14 Plazo promedio del endeudamiento (años) 7,04 7,14 (0,10) US$ millones Δ% Informaciones resumidas sobre financiaciones Por tasa Referenciado al tipo variable Indexado a tipo fijo (4) Total Por moneda Reales Dólares Estadunidenses (2) Euro Otras monedas (2) Total Por vencimiento (10) (7) (5) y adelante Total Al 31 de marzo de 2016, el endeudamiento neto del Sistema Petrobras en dólares aumentó el 3% con relación al 31 de diciembre de Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (Corriente: US$ 14 millones al 31 de marzo de 2016 y US$ 12 millones al 31 de diciembre de 2015). 22 Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (Largo Plazo: US$ 42 millones al 31 de marzo de 2016 y US$ 39 millones al 31 de diciembre de 2015). 23 El endeudamiento neto no fue calculado según las normas internacionales de contabilidad - IFRS y no debe considerarse aisladamente o en sustitución al endeudamiento total de largo plazo, calculado de acuerdo con el IFRS. El cálculo del endeudamiento neto no debe ser base de comparación con el endeudamiento neto de otras empresas. La Administración cree que la deuda neta es una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento. 24 Pasivo total neto de disponibilidades ajustadas. 25 Con el fin de alinearse con las mejores prácticas del mercado, observamos que, a partir del periodo finalizado el 30 de junio de 2015, la Compañía adoptó la suma de los últimos cuatro trimestres del EBITDA ajustado (Last Twelve Months - LTM EBITDA Ajustado ), en sustitución al cálculo por año adoptado previamente, basado en la repetición de la media mensual para el resto del año. 12

13 Estado del Resultado Consolidado ESTADOS CONTABLES T Ingresos de ventas (12.616) (18.140) Costo de ventas (15.160) Ganancia bruta (959) (602) Gastos de ventas (1.673) (678) (946) Gastos de administración y generales (729) (293) (343) Gastos de exploración (476) (129) (197) Gastos con investigación y desarrollo (77) (139) (263) Otros gastos por impuestos (383) (1.091) (935) Otros ingresos y gastos, netos (*) (14.100) (3.289) (3.286) (17.438) Ganancia (pérdida) antes del resultado financiero, participación y impuestos (10.451) Ingresos financieros 430 (1.572) (1.289) Gastos financieros (1.533) (878) (930) Variaciones cambiarias y monetarias (180) (2.223) (1.963) Resultado financiero neto (1.283) Resultado de participaciones en inversiones (348) (40) Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias (12.082) (57) (1.056) Impuestos a las ganancias (97) Ganancia (pérdida) neta (9.068) Ganancia (pérdida) neta atribuible a: (318) Accionistas de Petrobras (9.421) 221 (280) Accionistas no controlantes 353 (97) (9.068) (*) Incluye pérdidas en la recuperación de los activos (impairment) de US$ millones en el 4T-2015, pérdidas de US$ 75 millones en el 1T-2016 y de US$ 1 millón en el 1T

14 Balance General Consolidado ACTIVOS Activo corriente Efectivo y equivalentes al efectivo Títulos y valores mobiliarios Cuentas por cobrar, netas Inventarios Activos por impuestos corrientes Activos clasificados como mantenidos para la venta Otros activos corrientes Activo no corriente Realizable a largo plazo Cuentas por cobrar, netas Títulos y valores mobiliarios Depósitos judiciales Impuestos diferidos Impuestos y contribuciones Adelantos a proveedores Otros activos no corrientes Inversiones Propiedad, planta y equipo Activos intangibles Total de activos PASIVOS Pasivo corriente Proveedores Financiaciones corrientes Pasivos por impuestos corrientes Sueldos y cargas Planes de pensión y salud Pasivos sobre activos clasificados como mantenidos para la venta 125 Otros pasivos corrientes Pasivo no corriente Financiaciones a largo plazo Impuestos diferidos Planes de pensión y salud Provisión para desmantelamiento de áreas Provisión para procesos judiciales Otros pasivos no corrientes Patrimonio neto Capital social desembolsado (incluye gastos con emisiones de acciones) Ganancias acumuladas y otras (33.293) (41.865) Participación de los accionistas no controlantes Total de pasivos y patrimonio neto

15 Estado de los Flujos de Efectivo Consolidado US$ millones T-2015 (97) Ganancia (pérdida) neta (9.068) (+) Ajustes: Depreciación, agotamiento y amortización Variaciones cambiarias y monetarias y cargas financieras (99) (60) Participación en inversiones (301) Pérdidas con créditos de liquidación dudosa (141) Resultado con enajenación/baja de activos, areas devueltas y proyectos cancelados 484 (361) 714 Impuestos sobre la renta y contribución social diferidos, netos (3.054) Baja de pozos secos Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment Ajuste al valor de mercado de los inventarios Gastos actuariales con pensión y salud 347 (98) (153) Depósitos judiciales (221) (428) (358) Variación en los bienes de cambio Variación en las cuentas por cobrar (460) (965) (795) Variación en los proveedores (387) (112) (145) Variación en pensión y salud (199) (568) 330 Variación en impostos y contribuciones a pagar (261) (69) (217) Impuesto sobre la renta y contribución social pagados (56) (357) (805) Variación en otros activos y pasivos (=) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades operativas (3.713) (7.450) (-) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de inversión (3.793) (3.818) (6.175) Inversiones en segmentos de negocio (4.677) Venta de activos (desinversiones) (1.455) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (1.711) (=) Flujo de efectivo neto (4.440) (3.462) (-) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de financiación (2.972) Captaciones (4.373) (2.948) Amortizaciones de principal (3.127) (1.949) (1.956) Amortizaciones de intereses (1.416) Participación de accionistas no controlantes (19) 522 (743) Efecto de variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes al efectivo 108 (3.203) (5.916) (=) Aumento (disminución) netos en efectivo y equivalentes al efectivo en el periodo (80) Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo

16 INFORMACIONES CONTABLES POR ÁREA DE NEGOCIO Estado Consolidado del Resultado por Segmento de Negocio 1Q-2016 E&P ABAST GAS & ENERGÍA BIO- COMBUST. DISTRIB. CORP. ELIMIN. TOTAL Ingresos de ventas (10.557) Intersegmentos (10.557) Terceros Costo de ventas (5.329) (10.000) (1.934) (63) (5.957) (12.616) Ganancia bruta (5) Gastos (923) (637) (187) (31) (508) (1.021) 18 (3.289) Ventas, de administración y generales (130) (551) (162) (6) (432) (379) 23 (1.637) Exploración (293) (293) Investigación y desarrollo (54) (17) (5) (1) (52) (129) Otros gastos por impuestos (16) (37) (43) (1) (10) (32) (139) Otros ingresos y gastos, netos (430) (32) 23 (23) (66) (558) (5) (1.091) Ganancia (pérdida) antes del resultado financiero, participación y impuestos (196) (36) (12) (1.021) Resultado financiero neto (2.223) (2.223) Resultado de participaciones en inversiones (26) Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias (222) (25) (10) (3.242) 128 (40) Impuestos a las ganancias 68 (999) (95) (45) (57) Ganancia (pérdida) neta (154) (13) (6) (2.244) 83 (97) Ganancia (pérdida) neta atribuible a: Accionistas de Petrobras (154) (13) (6) (2.464) 83 (318) Accionistas no controlantes (4) (154) (13) (6) (2.244) 83 (97) Estado Consolidado del Resultado por Segmento de Negocio 1Q E&P ABAST GAS & ENERGÍA * BIO- COMBUST. DISTRIB. CORP. ELIMIN. TOTAL Ingresos de ventas (16.452) Intersegmentos (16.452) Terceros Costo de ventas (6.987) (15.600) (3.230) (57) (8.667) (18.140) Ganancia bruta (3) 818 (51) Gastos (656) (758) (46) (12) (499) (1.374) 59 (3.286) Ventas, de administración y generales (164) (601) 219 (9) (509) (544) 60 (1.548) Exploración (343) (343) Investigación y desarrollo (78) (33) (15) (2) (69) (197) Otros gastos por impuestos (18) (64) (251) (12) 82 (263) Otros ingresos y gastos, netos (53) (60) 1 (1) 22 (843) (1) (935) Ganancia (pérdida) antes del resultado financiero, participación y impuestos (15) 319 (1.374) Resultado financiero neto (1.963) (1.963) Resultado de participaciones en inversiones (7) 3 60 Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias (22) 322 (3.337) Impuestos a las ganancias (613) (1.101) (192) 6 (108) 955 (3) (1.056) Ganancia (pérdida) neta (16) 214 (2.382) Ganancia (pérdida) neta atribuible a: Accionistas de Petrobras (16) 214 (2.071) Accionistas no controlantes (311) (280) (16) 214 (2.382) Para comparación, los estados financieros del 1T se ajustaron para considerar la nueva asignación de los resultados de las actividades en el extranjero, como se informó en el año 2015, cuando se finalizaron los ajustes de organización de la transferencia de la gestión de estas actividades. * Para comparación, la ganancia neta del 1T considera el gasto del ICMS sobre la adquisición de gas natural, previamente clasificado en el segmento corporativo (US$ 180 millones). 16

17 Otros ingresos y gastos, netos, por segmento de negocio 1Q-2016 E&P ABAST GAS & ENERGÍA BIO- COMBUST. DISTRIB. CORP. ELIMIN. TOTAL Paradas no programadas y gastos pre-operativos (507) (9) (8) (1) (525) Planes de pensión y salud (317) (317) (Pérdidas)/ganancias con procesos judiciales, administrativos e arbitrales (8) (9) (2) (91) (183) (293) Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment (75) (75) Relaciones institucionales y proyectos culturales (2) (1) (3) (55) (61) Resultado con enajenación/baja de activos (10) (8) (10) 2 (26) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (4) (4) (2) (10) (20) Pérdidas en multas (4) (10) (14) Plan de incentivo a la salida voluntaria (7) 6 1 Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales Gastos/resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P Otros 42 (3) 37 (23) (5) 91 (430) (32) 23 (23) (66) (558) (5) (1.091) Otros ingresos y gastos, netos, por segmento de negocio 1Q-2015 E&P ABAST GAS & ENERGÍA BIO- COMBUST. DISTRIB. CORP. ELIMIN. TOTAL Paradas no programadas y gastos pre-operativos (219) (88) (20) (2) (329) Planes de pensión y salud (331) (331) (Pérdidas)/ganancias con procesos judiciales, administrativos e arbitrales (17) (30) 7 (3) (248) (291) Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment (1) (1) Relaciones institucionales y proyectos culturales (7) (6) (7) (113) (133) Resultado con enajenación/baja de activos (1) 141 Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (6) (4) (2) (13) (25) Pérdidas en multas (37) (58) (95) Plan de incentivo a la salida voluntaria (1) (2) (5) (1) (9) Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales 2 2 Gastos/resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P Otros (76) (1) 87 (54) (60) 1 (1) 22 (842) (1) (935) Activos consolidados por segmento de negocio E&P ABAST GAS & ENERGÍA BIO- COMB. DISTRIB. CORP. ELIMIN. TOTAL Total de activos (3.791) Activo corriente (3.430) Activo no corriente (361) Realizable a largo plazo (323) Inversiones Propiedad, planta y equipo (38) Activos en operación (38) Activos en construcción Activos intangibles Activos consolidados por segmento de negocio E&P ABAST GAS & ENERGÍA BIO- COMB. DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL Total de activos (3.444) Activo corriente (3.111) Activo no corriente (333) Realizable a largo plazo (292) Inversiones Propiedad, planta y equipo (41) Activos en operación (41) Activos en construcción Activos intangibles

18 Estado del EBITDA ajustado consolidado por segmento de negocio 1Q-2016 E&P ABAST GAS & ENERGÍA U.S.$ milliones BIO- COMB. DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL Ganancia (pérdida) neta (154) (13) (6) (2.244) 83 (97) Resultado financiero neto Impuestos a las ganancias (68) (12) (4) (998) Depreciación, agotamiento y amortización EBITDA (22) 28 (970) Resultado de participaciones en inversiones 26 (96) (14) (11) (2) (2) (99) Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment EBITDA ajustado (33) 26 (972) Estado del EBITDA ajustado consolidado por segmento de negocio 1Q-2015 E&P ABAST GAS & ENERGÍA U.S.$ milliones BIO- COMB. DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL Ganancia (pérdida) neta (16) 214 (2.382) Resultado financiero neto Impuestos a las ganancias (6) 108 (955) Depreciación, agotamiento y amortización EBITDA (20) 369 (1.303) Resultado de participaciones en inversiones (6) (23) (35) 7 (3) (60) Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment 1 1 EBITDA ajustado (13) 366 (1.303) Reconciliación entre el EBITDA Ajustado y la Ganancia Neta 2016 x T T16 X 4T15 (97) (106) Ganancia (pérdida) neta (9.068) (99) Resultado financiero neto (95) Impuestos a las ganancias (3.014) (102) Depreciación, agotamiento y amortización (28) EBITDA (7.788) (170) (99) (60) 65 Resultado de participaciones en inversiones 348 (128) Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment (99) (28) EBITDA ajustado Margen del EBITDA ajustado EL EBITDA Ajustado no es una medida de IFRS y probablemente no es comparable con los indicadores bajo la misma denominación informados por otras compañías. El EBITDA Ajustado no debe ser considerado como un sustituto de la ganancia operativa o como una mejor medida de liquidez que el flujo de efectivo operativo, ambos calculados de acuerdo con el IFRS. Proporcionamos nuestro EBITDA Ajustado para ofrecer informaciones adicionales sobre nuestra capacidad de pagar nuestras deudas, realizar inversiones y atender las necesidades de capital de trabajo. 27 El margen del EBITDA ajustado es igual al EBITDA ajustado dividido por los ingresos de ventas. 18

19 Efecto Hedge Flujo de Efectivo 2016 x US$ millones 4T T16 X 4T15 5,494 (10,526) 152 Variación Monetaria y Cambiaria Total 1, (5,630) 9,884 (157) Variación Cambiaria Diferida registrada en el Patrimonio Neto (999) (464) (742) (288) (158) Reclasificación del Patrimonio Neto para el Resultado (753) 1 (878) (930) 6 Variación Monetaria y Cambiaria, Netas (180) (388) El aumento de la reclasificación del gasto de variación cambiaria del patrimonio neto para el resultado del 1T-2016 (US$ 742 millones) en relación al 1T-2015 (US$ 288 millones) reflejó las realizaciones de exportaciones, protegidas por deudas en dólares estadounidenses, con mayor spread de tasa cambiaria (R$/US$) entre las fechas iniciales de las designaciones y las fechas de las respectivas exportaciones. Además, US$ 188 millones fueron reconocidos en el resultado debido a las exportaciones que ya no lo son proyectadas o realizadas, principalmente debido a la disminución de los precios del petroleo. Los cambios en las expectativas de realización de los precios y los volúmenes de exportación en futuras revisiones de los planes de negocio podrán determinar la necesidad de reclasificaciones adicionales de variación cambiaria acumulada del patrimonio neto para el resultado. Un análisis de sensibilidad con un precio promedio del petroleo Brent menor en US$ 10/barril, en comparación al que se consideró en la última revisión del PNG , indicaría la necesidad de reclasificación de aproximadamente US$ 200 millones del patrimonio neto para el resultado. La previsión anual de realización del monto de la variación cambiaria acumulada en el patrimonio neto, al 31 de marzo de 2016, es el siguiente: Consolidado hasta 2027 Total Expectativa de realización (2.760) (4.321) (4.468) (3.545) (2.823) (2.621) (2.763) (1.689) 623 (24.367) 19

20 Ítems especiales US$ millones Ítems del Resultado 4T-2015 (139) 409 Pérdidas con cuentas a cobrar del sector eléctrico Gasto de ventas (653) (76) (180) (Pérdidas)/ganancias con contingencias judiciales Otros ingresos (gastos) (491) (75) (1) Impairment de activos e inversiones Diversos (12.376) (13) Programa de Amnistías de los Estados/PRORELIT Diversos (111) REFIS Diversos (30) Plan de incentivo a la salida voluntaria Otros ingresos (gastos) (80) 162 Ganancias/(Pérdidas) con enajenación de activos Otros ingresos (gastos) (303) 390 Total (13.741) Detalle del efecto del impairment de activos e inversiones en los diversos ítems del resultado: (75) (1) Pérdida en el valor recuperable de los activos - Impairment (11.880) Resultado de participaciones en inversiones (496) (75) (1) Impairment de activos e inversiones (12.376) Detalle del efecto de la adhesión a los Programas de Amnistías de los Estados y de Reducción de Litigios Tributarios (PRORELIT) en los diversos ítems del resultado: (11) Gastos Tributarios (80) (2) Gastos Financieros Intereses (31) (13) Programas de Amnistías de los Estados / PRORELIT (111) Detalle del efecto de la adhesión al Programa de Recuperación de Impuestos - REFIS en los diversos ítems del resultado: Gastos Tributarios (16) Gastos Financieros Intereses (14) REFIS (30) De acuerdo con el juicio de la Administración, estos ítems especiales presentados, aunque estén relacionados con los negocios de la Compañía, fueron destacados como información complementaria para mejor entendimiento y evaluación del resultado. Dichos ítems no ocurren necesariamente en todos los períodos y se divulgan cuando son relevantes. 20

21 Información por Actividad en el Extranjero E&P ABAST GAS & ENERGÍA DISTRIB. Estado del resultado - 1T-2016 Ingresos de ventas Intersegmentos Terceros Ganancia Bruta 123 (30) Ganancia (pérdida) antes del resultado financiero, participación y impuestos 69 (56) Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras 28 (54) EBITDA Ajustado 193 (39) E&P ABAST GAS & ENERGÍA DISTRIB. Estado del resultado - 1T-2015 Ingresos de ventas Intersegmentos Terceros Ganancia Bruta Ganancia (pérdida) antes del resultado financiero, participación y impuestos Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras EBITDA Ajustado E&P ABAST GÁS & ENERGIA DISTRIB. Total de activos en 31 de marzo de Total de activos en 31 de diciembre de