RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL SEGUNDO TRIMESTRE DE

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1 RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL SEGUNDO TRIMESTRE DE 2016 Estados financieros intermedios consolidados revisados por los auditores independientes, de conformidad con las normas internacionales de contabilidad (IFRS). Principales destaques del resultado 2T-2016 vs. 1T-2016 Ganancia neta de R$ 370 millones, en comparación a una pérdida de R$ millones en el 1T-2016, debido a: Reducción del 30% en los gastos financieros netos; Aumento del 7% en la producción total de petróleo y gas natural; Rio de Janeiro 11 de agosto de 2016 Aumento en los ingresos con elevación del 14% en las exportaciones de petróleo y derivados y menores costos con importaciones de gas natural; Gastos con el nuevo Plan de Incentivo a la Salida Voluntaria (Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário PIDV); y Impairment de activos del Comperj. Flujo de caja libre positivo* por el quinto trimestre consecutivo, en el monto de R$ millones, superior por 3,5 veces al registrado en el 1T-2016 de R$ millones, debido a la mayor generación operativa y a la reducción de las inversiones. EBITDA Ajustado * de R$ millones en el 2T-2016, 4% menor en comparación al 1T El endeudamiento bruto disminuyó 19%, de R$ millones en 31 de diciembre de 2015 para R$ millones, una disminución de R$ millones. El endeudamiento neto* disminuyó 15% de R$ millones para R$ millones. El índice de endeudamiento neto sobre LTM EBITDA Ajustado retrocedió de 5,31 al 31 de diciembre de 2015 a 4,49 al 30 de junio de 2016 y el apalancamiento se redujo del 60% al 55%. Las operaciones de emisión de bonos globales por el monto de US$ 6,75 mil millones y oferta de recompra de US$ 6,3 mil millones contribuyeron para aumentar el plazo promedio del endeudamiento de 7,14 años, al 31 de diciembre de 2015, para 7,30 años al 30 de junio de Principales destaques operativos 2T-2016 vs. 1T-2016 La producción total de petróleo y gas natural de Petrobras fue de mil barriles de petróleo equivalente por día (boed), un aumento del 7% en comparación con el 1T La producción de derivados en Brasil disminuyó 2%, totalizando mil barriles por día (bpd), mientras que las ventas en el mercado interno ascendieron a mil bpd, un aumento del 3%. Aumento del 14% de las exportaciones de petróleo y derivados, que ascendieron 515 mil bpd, y aumento del 34% en el precio promedio del Brent (a US$/bbl 45,57). Reducción del 55% en la importación de GNL debido a mayor oferta de gas nacional y menor demanda termoeléctrica. Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre, del EBITDA Ajustado, LTM EBITDA Ajustado y del Endeudamiento Neto en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital, Reconcliación del EBITDA Ajustado, Endeudamiento y LTM EBITDA Ajustado. 1

2 Para mayores informaciones: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. PETROBRAS Relaciones con inversores / Av. República do Chile, Rio de Janeiro, RJ Tel: 55 (21) / 9947 I BM&F BOVESPA: PETR3, PETR4 NYSE: PBR, PBRA BCBA: APBR, APBRA LATIBEX: XPBR, XPBRA 2

3 Principales ítems e indicadores económicos consolidados Primer semestre de 2016 x (%) 2T T T16 X 1T16 (%) Ingresos de ventas (8) Ganancia bruta (9) Ganancia (pérdida) operativa (32) (12) Resultado financiero neto (14.754) (11.669) (26) (6.061) (8.693) 30 (6.048) Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los (876) (115) 370 (1.246) accionistas de Petrobras Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción (0,07) 0,45 (115) 0,03 (0,10) 130 0,04 Valor de mercado (Controlante) (21) EBITDA ajustado* (4) Margen bruto (%) Margen operativo (%) (4) (2) 12 Margen neto (%) (1) 4 (5) 1 (2) 3 1 Gastos de capital e inversiones totales (20) (14) Exploración & Producción (14) (13) Abastecimiento (56) (13) Gas y Energía (55) Distribución (42) Biocombustible (80) 34 Corporativo (12) (32) 173 Dólar promédio comercial de venta (R$/US$) 3,70 2, ,51 3,90 (10) 3,07 Dólar final comercial de venta (R$/US$) 3,21 3,10 3 3,21 3,56 (10) 3,10 Variación del dolar final comercial de venta (%) (17,8) 16,8 (35) (9,8) (8,9) (1) (3,3) Selic - tasa promedio (%) 14,15 12, ,15 14,15 13,14 Precios de los derivados básicos en el mercado interno 230,30 222, ,95 231,68 (1) 224,09 (R$/bbl) Petróleo Brent (R$/bbl) 145,90 172,11 (15) 159,79 132, ,09 Petróleo Brent (US$/bbl) 39,73 57,95 (31) 45,57 33, ,92 Precio de venta - Brasil Petróleo (US$/bbl) 34,54 47,78 (28) 39,86 28, ,14 Gas natural (US$/bbl) 30,07 40,05 (25) 29,90 30,22 (1) 39,29 Precio de venta - Internacional Petróleo (US$/bbl) 44,37 59,51 (25) 47,24 41, ,52 Gas natural (US$/bbl) 22,45 22,53 21,74 23,27 (7) 22,66 Volumen total de ventas (Mbbl/d) Diesel (12) Gasolina (4) 537 Oleo combustible (35) (20) 103 Nafta (3) GLP (1) Combustible de aviación (7) (9) 107 Otros Total de derivados (7) Alcoholes, nitrogenados renovables y otros (5) Gas natural (25) (12) 448 Total mercado interno (10) Exportación de petróleo, derivados y otros (1) Ventas internacionales (6) Total mercado internacional (3) Total general (8) T-2015 Véase la definición del EBITDA Ajustado en el Glosario y su respectiva reconciliación en la sección de Reconcliación del EBITDA Ajustado. 3

4 Resultados del 2T-2016 x 1T-2016 : Ganancia Bruta La ganancia bruta aumentó el 9% con relación al 1T-2016, llegando a R$ millones. Hubo aumento en los ingresos de ventas debido, principalmente, a las exportaciones de petróleo y derivados. En contrapartida, hubo menores ventas de gasolina en el mercado interno y reducción de la generación de energía. Se registraron menores costos de importaciones de gas natural y petróleo debido al aumento de la producción local y menor generación termoeléctrica, parcialmente compensados por los mayores gastos con participaciones gubernamentales e importación de derivados. Ganancia operativa La ganancia operativa ascendió a R$ millones ante una ganancia de R$ millones en el 1T-2016, debido principalmente a los gastos con el nuevo PIDV, al impairment de activos del Comperj (reflejando la revaluación del proyecto) y a la devolución de bloques exploratorios. Además, hubo mayores gastos generales y de administración, debido a los mayores gastos con consultorías. Resultado Financiero El resultado financiero fue negativo en R$ millones (30% menor en comparación al registrado en el 1T-2016), debido principalmente a la apreciación del dólar con relación al euro. Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras La ganancia neta del trimestre alcanzó R$ 370 millones, lo que supone una reversión de la pérdida del 1T Ese resultado fue generado, principalmente, por el aumento de la ganancia bruta y menores gastos financieros netos. EBITDA Ajustado y Flujo de Caja Libre El EBITDA Ajustado de la Compañía disminuyó el 4% en comparación con el del 1T-2016, añadiendo R$ millones. El margen del EBITDA Ajustado fue de 28% en el 2T La mayor generación operativa y la reducción de las inversiones generaron, por el quinto trimestre consecutivo, el aumento del flujo de caja libre* positivo, que alcanzó el monto de R$ millones, 3,5 veces mayor al registrado en el 1T Ese resultado contribuye para el objetivo de desapalancamiento de la Compañía. Informaciones adicionales sobre el resultado de las operaciones del 2T-2016 x 1T-2016, véase ítem 5. Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre y el EBITDA Ajustado en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital y Reconcliación del EBITDA Ajustado. 4

5 Resultados del 1S-2016 x 1S-2015 : Ganancia Bruta La ganancia bruta cayó el 9% con relación al 1S-2015, llegando a R$ millones. Hubo reducción en los ingresos de ventas, debido a la caída del 7% en las ventas de derivados en el mercado interno, parcialmente compensada por los mayores márgenes del diesel y la gasolina. También contribuyeron a los menores ingresos de ventas la reducción en los precios de las exportaciones de petróleo y derivados, el retroceso en la generación y en los precios de energía eléctrica y el menor volumen de gas natural vendido en el mercado nacional. Se registraron menores costos de importaciones y participaciones gubernamentales en Brasil debido a la reducción en los precios de petróleo y en las ventas. 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 operativa La ganancia operativa ascendió a R$ millones, una reducción del 32% en comparación con el 1S Este resultado refleja la reducción de la ganancia bruta, los mayores gastos de ociosidad de equipos (sondas), elevación de los gastos con contingencias judiciales, con el nuevo PIDV y mayores gastos debido a la devolución de bloques exploratorios. Además, en el 1S-2015 hubo la reversión de pérdidas de cuentas a cobrar del sector eléctrico. Estos factores fueron parcialmente compensados por los menores gastos por impuestos. Resultado Financiero El resultado financiero fue negativo en R$ millones, registrando un gasto neto adicional de R$ millones con relación al 1S Contribuyó a este resultado el mayor gasto 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 R$ 876 millones en el 1S-2016, principalmente debido a la reducción de la ganancia operativa, al aumento de los gastos financieros netos, además del efecto cambiario sobre el endeudamiento en dólar de las entidades estructuradas con reflejo en el resultado atribuible a los accionistas no controlantes. EBITDA Ajustado y Flujo de Caja Libre El EBITDA ajustado se mantuvo estable en comparación al 1S-2015, añadiendo R$ millones. El margen de EBITDA Ajustado fue de 29% en el 1S La reducción de las inversiones generó flujo de caja libre positivo, totalizando R$ millones. Este resultado contribuye para el objetivo de desapalancamiento de la Compañía. Informaciones adicionales sobre el resultado de las operaciones del 1S-2016 x 1S-2015, véase ítem 6. Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre y el EBITDA Ajustado en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital y Reconcliación del EBITDA Ajustado. 5

6 RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Ganancia bruta EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN (1S-2016 x 1S-2015): La reducción de la ganancia bruta del 1S-2016 fue ocasionada por la baja de los precios del Brent y por la menor producción de petróleo y LGN en el Brasil y extranjero, parcialmente compensada por la depreciación cambiaria. Adicionalmente, hubo aumento de la depreciación, compensada parcialmente por menores gastos de participaciones gubernamentales. (2T-2016 x 1T-2016): El aumento de la ganancia bruta resultó de los mayores precios del Brent y de la mayor producción de petróleo y gas natural, compensado parcialmente por la apreciación cambiaria y por los mayores gastos de participaciones gubernamentales. Ganancia operativa (1S-2016 x 1S-2015): Además de la disminución de la ganancia bruta, la reducción de la ganancia operativa refleja los mayores gastos con ociosidad de equipos (sondas), gastos con contingencias judiciales y con el nuevo PIDV, además de los mayores gastos, principalmente debidos a la devolución de bloques exploratorios. Desempeño operativo (2T-2016 x 1T-2016): La ganancia operativa refleja la mayor ganancia bruta y el menor impairment, parcialmente compensada por gastos con contingencias judiciales y con el nuevo PIDV, además de los mayores gastos, principalmente debidos a la devolución de bloques exploratorios. Producción (1S-2016 x 1S-2015): La producción de petróleo y LGN en Brasil se redujo el 3%, debido principalmente a la mayor realización de paradas programadas, especialmente para P-48, P-53, FPSO Cid. Paraty y P-18. En contrapartida, hubo entrada en operación y ramp-up de los nuevos sistemas, notablemente FPSO Cid. Itaguaí (Lula-área de Iracema Norte), FPSO Cid. Maricá (Lula Alto) y P-58 (Parque das Baleias). La producción de gas en Brasil se mantuvo estable, porque las paradas programadas mencionadas anteriormente fueron compensadas, principalmente, por la mayor producción de gas de la P-58 (Parque das Baleias) y por la entrada en operación del FPSO Cid. Maricá (Lula Alto). La producción de petróleo y LGN en el extranjero se redujo 12% debido, principalmente, a la venta/devolución de campos en Argentina, además de la parada programada en el campo de Akpo, Nigeria. La producción de gas en el extranjero aumentó 11% debido al ramp-up de producción en el campo de Hadrian South en los Estados Unidos. Lifting Cost (1S-2016 x 1S-2015): Excluyéndose el efecto cambiario, el lifting cost en dólar se redujo debido a los menores gastos de intervenciones en pozos y con ingeniería y mantenimiento submarino, además del aumento de la participación de la producción del pre-sal, con costo unitario menor. Además, hubo menores gastos con participaciones gubernamentales debido a la caída del precio del petróleo. En el extranjero, la caída es reflejo de la venta de los campos de la Cuenca Austral, en Argentina, con costos operativos mayores, y de la mayor producción en los Estados Unidos, con costos relativamente más bajos. (2T-2016 x 1T-2016): La producción de petróleo y LGN en Brasil aumentó 8% debido, principalmente, a la menor realización de paradas programadas y al ramp-up de producción del FPSO Cid. Maricá (Lula Alto). Eses factores contribuyeron para el aumento de 5% en la producción de gas en Brasil. La producción de petróleo y LGN en el extranjero aumentó 2% debido, principalmente, al retorno de la producción en el campo de Akpo, Nigeria, que estaba en parada programada en el 1T La producción de gas en el extranjero aumentó 9% debido a la entrada de nuevos pozos en el campo de Hadrian South en los Estados Unidos. (2T-2016 x 1T-2016): Excluyéndose el efecto cambiario, el lifting cost en dólar se redujo debido al aumento de la producción en el periodo. Esa reducción fue parcialmente compensada por los mayores gastos de intervenciones en pozos. Además, el aumento del precio del petroleo contribuyó para los mayores gastos con participaciones gubernamentales. En el extranjero, la caída del lifting cost es generada por los menores gastos en Argentina. 6

7 Principales Indicadores de Exploración & Producción Primer semestre de x 2T16 X 2T T (%) 1T16 (%) 2T-2015 Ingresos de ventas (12) Brasil (12) En el extranjero (2) Ganancia bruta (44) Brasil (46) En el extranjero (5) (1) 587 Gastos operativos (8.754) (5.176) (69) (5.143) (3.611) (42) (3.299) Brasil (7.983) (5.078) (57) (4.585) (3.398) (35) (3.225) En el extranjero (771) (98) (687) (558) (213) (162) (74) Ganancia (pérdida) operativa (85) (773) Brasil (86) (1.041) En el extranjero (80) (84) 268 (131) 513 Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (83) (605) Brasil (82) (716) En el extranjero (93) (46) 111 (141) 539 EBITDA ajustado del segmento* (20) Brasil (19) En el extranjero (39) (54) Gastos de capital del segmento (14) (13) Petroleo Brent medio (R$/bbl) 145,90 172,11 (15) 159,79 132, ,09 Petroleo Brent medio (US$/bbl) 39,73 57,95 (31) 45,57 33, ,92 Precio de venta - Brasil Petroleo (US$/bbl) 34,54 47,78 (28) 39,86 28, ,14 Precio de venta - En el extranjero Petroleo (US$/bbl) 44,37 59,51 (25) 47,24 41, ,52 Gas natural (US$/bbl) 22,45 22,53 21,74 23,27 (7) 22,66 Producción Petroleo y LGN (mil barriles/día) (4) Brasil (3) En el extranjero (10) Producción en el extranjero no consolidada (16) Producción Gas natural (mil barriles/día ) Brasil En el extranjero Producción total (3) Lifting cost - Brasil (US$/barril) sin participación gubernamental 10,75 12,99 (17) 11,00 10, ,71 con participación gubernamental 15,47 21,00 (26) 17,37 13, ,96 Lifting cost - Brasil (R$/barril) sin participación gubernamental 38,68 38, ,64 39,80 (5) 38,49 con participación gubernamental 55,05 62,32 (12) 58,93 50, ,95 Lifting cost En el extranjero sin participación gubernamental (US$/barril) 5,56 8,00 (31) 5,49 5,62 (2) 7,16 Participaciones Gubernamentales - Brasil (34) Royalties (22) Participación Especial (51) Retención de área (9) 41 Participaciones Gubernamentales - En el extranjero (11) 230 Véase la reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio. 7

8 ABASTECIMIENTO Ganancia bruta (1S-2016 x 1S-2015): La mayor ganancia bruta resultó de la reducción de los costos con adquisición/transferencia de petróleo, debido a la reducción de las cotizaciones del Brent, de la menor participación del petróleo importado en la carga procesada y de la menor participación de derivados importados en el mix de las ventas. Por otro lado, hubo disminución de las exportaciones de petróleo y la menor actividad económica redujo las ventas de derivados en el mercado interno. Ganancia operativa (1S-2016 x 1S-2015): La mayor ganancia operativa fue debido a la mayor ganancia bruta, parcialmente compensada por el impairment de activos del Comperj, generado por la revaluación del proyecto. (2T-2016 x 1T-2016): La ganancia bruta se mantuvo estable. Los mayores volúmenes de venta, en Brasil y en el extranjero, fueron compensados por mayores costos de adquisición/transferencia de petróleo debido a la elevación de la cotización del Brent. (2T-2016 x 1T-2016): La reducción de la ganancia operativa fue generada, principalmente, por el impairment de activos del Comperj y por los gastos con el nuevo PIDV. Desempeño operativo Balanza comercial (1S-2016 x 1S-2015): Mejora del saldo de la balanza comercial de petróleo debido a la reducción de las importaciones, generado por el menor volumen de procesamiento y por la mayor participación del óleo nacional en la carga procesada. Eses factores fueron parcialmente compensados por el menor volumen disponible para exportación, debido a la caída de la producción. La menor necesidad de importación del diesel, debido a la retracción de la actividad económica, contribuyó para la reducción del déficit de la balanza comercial de derivados. Indicadores operativos del refino (1S-2016 x 1S-2015): La carga procesada diaria se redujo el 5%, debido a las paradas programadas, principalmente, en las unidades de destilación de REPLAN y REVAP, parcialmente compensada por el aumento de la producción en RNEST, debido a la mejora de la eficiencia operativa. (2T-2016 x 1T-2016): Aumento del saldo positivo de la balanza comercial del petróleo debido al aumento de la producción nacional, que contribuyó para la elevación de la participación del óleo nacional en la carga procesada, reducción de la necesidad de importación y mayor disponibilidad de petróleo para exportación. La reducción del déficit de la balanza comercial de derivados fue generada por la reducción de la necesidad de importaciones de gasolina, debido a menor demanda del mercado, y del diesel, debido a los bienes de cambio formados en el 1T (2T-2016 x 1T-2016): La carga procesada diaria se mantuvo estable, porque la reanudación de las operaciones en REPLAN, que estaba en parada programada, fue compensada por las paradas programadas de REFAP y REVAP. Costo de la refinación (1S-2016 x 1S-2015): El indicador en reales fue el 7% mayor debido, principalmente, a los mayores gastos con personal, generados por reajustes salariales concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2015/2016 y a la reducción de la carga procesada. En dólar, fue 14% menor. (2T-2016 x 1T-2016): El indicador en reales fue el 2% menor, debido principalmente a la reducción de gastos con materiales de consumo y servicios técnicos. En dólar, fue 8% mayor. 8

9 Principales Indicadores del Abastecimiento Primer semestre de x 2T16 X 2T T (%) 1T16 (%) 2T-2015 Ingresos de ventas (8) Brasil (incluye operaciones de trading en el extranjero) (4) En el extranjero (10) Eliminaciones (6.491) (3.353) (94) (3.579) (2.912) (23) (1.908) Ganancia bruta Brasil (2) En el extranjero (67) 283 (118) Gastos operativos (6.227) (5.104) (22) (3.736) (2.491) (50) (2.932) Brasil (6.008) (4.850) (24) (3.618) (2.390) (51) (2.810) En el extranjero (219) (254) 14 (118) (101) (17) (122) Ganancia (pérdida) operativa (10) Brasil (13) En el extranjero (54) 251 (122) 165 (219) Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (10) Brasil (14) En el extranjero (50) 207 (124) 160 (210) EBITDA ajustado del segmento* Brasil (3) En el extranjero (81) 215 (152) Gastos de capital del segmento (56) (13) Precio derivados básicos - Mercado interno (R$/bbl) 230,30 222, ,95 231,68 (1) 224,09 Importaciones (mil barriles/día) (32) (26) 620 Importación del petroleo (45) (39) 305 Importación del diesel (81) 47 (100) 106 Importación de gasolina (20) 19 Importación de otros derivados Exportaciones (mil barriles/día) (2) Exportación del petroleo (6) Exportación de derivados Exportaciones (importaciones), netas 62 (125) (33) 573 (27) Indicadores Operativos del Refino - Brasil (mil barriles/día) Producción de derivados (5) (2) Carga de referencia Factor de utilización de la refinación (%) (6) Carga fresca procesada (sin LGN) (6) (1) Carga procesada (5) Participación del petróleo nacional en la carga procesada (%) Indicadores Operativos del Refino - En el extranjero (mil barriles/día) Carga total procesada (3) 135 Producción de derivados (4) (4) 140 Carga de referencia Factor de utilización de la refinación (%) (2) 56 Costo de la refinación - Brasil Costo de la refinación (US$/barril) 2,37 2,74 (14) 2,46 2,27 8 2,64 Costo de la refinación (R$/barril) 8,65 8,07 7 8,56 8,73 (2) 7,98 Costo de la refinación - En el extranjero (US$/barril) 4,00 4,00 4,00 4,01 4,08 Volumen de Ventas (incluye ventas para BR Distribuidora y terceros) Diesel (13) Gasolina (5) 480 Oleo combustible (32) (19) 90 Nafta (3) GLP (1) Combustible de aviación (8) (11) 124 Otros (3) Total de derivados mercado interno (mil barriles/día) (8) Véase la reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio. 9

10 GAS Y ENERGÍA Ganancia bruta (1S-2016 x 1S-2015): La mayor ganancia bruta refleja la reducción de los costos de adquisición, principalmente debido a los menores volúmenes importados de gas natural y GNL. Este efecto fue parcialmente compensado por la reducción de las ventas de gas natural para el segmento termoeléctrico y por el menor ingreso de generación de energía eléctrica generado por la mejora del cuadro hidrológico del país. (2T-2016 x 1T-2016): El aumento de la ganancia bruta refleja la reducción del costo de adquisición y los menores volúmenes de importación de gas y GNL. Este efecto fue parcialmente compensado por la disminución de la generación de energía eléctrica en el 2T Ganancia operativa (1S-2016 x 1S-2015): Además del aumento en la ganancia bruta, los menores gastos operativos en el período generaron un aumento de la ganancia operativa. El 1S-2015 fue impactado, principalmente, por gastos de contingencia tributaria e impairment, parcialmente compensado por la reversión de provisión para pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico. (2T-2016 x 1T-2016): La ganancia operativa del 2T-2016 fue menor en comparación con la del 1T-2016, reflejando el aumento de los gastos operativos con pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico. Desempeño operativo Indicadores físicos y financieros (1S-2016 x 1S-2015): 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 de las ventas en el Ambiente de Contratación Regulada (ACR) resultó de la conclusión del contrato de 205 MW medios realizada en la Subasta de Energía existente para el 1S El menor volumen generado de energía y la reducción de PLD reflejan la mejora de las condiciones hidrológicas. La reducción del 56% de la importación de GNL y del 10% de la importación de gas natural boliviano se debió a la menor demanda termoeléctrica en el período. (2T-2016 x 1T-2016): El aumento del precio de liquidación de las diferencias (PLD) reflejó el deterioro de las condiciones hidrológicas. La reducción de la generación de energía fue reflejo de la decisión del Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE) de no despachar centrales (por garantía energética) con costo variable unitario por encima de los límites establecidos. La retracción del 55% en la importación de GNL y del 10% en la importación de gas boliviano fue debido a la menor demanda termoeléctrica en el período y a la mayor oferta de gas nacional, generado por la mayor producción en 5%. 10

11 Principales Indicadores del Gas y Energía Primer semestre de x 2T16 X 2T T (%) 1T16 (%) 2T-2015 Ingresos de ventas (21) (17) Brasil (23) (19) En el extranjero Ganancia bruta Brasil En el extranjero (20) 51 Gastos operativos (1.980) (2.026) 2 (1.246) (734) (70) (1.895) Brasil (1.939) (1.987) 2 (1.222) (717) (70) (1.873) En el extranjero (41) (39) (5) (24) (17) (41) (22) Ganancia (pérdida) operativa (18) 131 Brasil (17) 102 En el extranjero (32) 29 Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (28) 138 Brasil (2) (33) 79 En el extranjero EBITDA ajustado del segmento* (9) (9) Brasil (11) (8) En el extranjero (33) 44 Gastos de capital del segmento (55) Indicadores físicos y financieros - Brasil Ventas de electricidad (ACL) - MW promedio (5) Ventas de electricidad (ACR) - MW promedio (3) Generación de electricidad - MW promedio (56) (43) Precio de liquidación de las diferencias (PLD) - R$/MWh (80) Importaciones de gas natural licuado (mil barriles/día) (56) (55) 132 Importaciones de gas natural (mil barriles/día) (10) (10) 201 Véase la reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio. 11

12 DISTRIBUCIÓN Ganancia bruta (1S-2016 x 1S-2015): La reducción de la ganancia bruta reflejó el menor volumen de ventas en Brasil debido al menor nivel de actividad económica, que afectó principalmente al segmento de clientes industriales donde la participación de BR Distribuidora en relación a los competidores es mayor. En contrapartida, hubo mejor resultado en el extranjero, debido a mejora del margen bruto por el mejor mix de productos vendidos en Paraguay y al impacto positivo de la variación cambiaria. (2T-2016 x 1T-2016): La reducción de la ganancia bruta en Brasil reflejó los menores precios del etanol y gasolina C, con reflejos en el costo de los bienes de cambio, y la reducción en el volumen de ventas, parcialmente compensada por el mejor resultado en el extranjero, debido a mejora del margen bruto por el mejor mix de productos vendidos en Paraguay y al impacto positivo de la variación cambiaria. Ganancia operativa (1S-2016 x 1S-2015): La reducción de la ganancia operativa en Brasil refleja las mayores pérdidas con contingencias fiscales, parcialmente compensada por el mejor resultado en el extranjero. (2T-2016 x 1T-2016): La mayor ganancia operativa reflejó las menores pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico en Brasil y el mejor resultado en el extranjero. Desempeño operativo Participación del Mercado - Brasil (1S-2016 x 1S-2015): En el semestre, la reducción de la participación del mercado se explica por la reducción en las ventas al sector de térmicas y por el menor nivel de actividad económica, que afectó principalmente al segmento de clientes industriales donde la participación de BR Distribuidora en relación a los competidores es mayor. Además, hubo el reposicionamiento de los márgenes, debido a política de los precios que privilegia la maximización de la rentabilidad de la Compañía. (2T-2016 x 1T-2016): Pérdida de la participación del mercado en el 2T debido, principalmente, al menor despacho de las térmicas a oleo combustible y a la reducción de las ventas de gasolina y productos de aviación. Además, se mantuvo una política de preservación de los márgenes. 12

13 Principales Indicadores de Distribución Primer semestre de x 2T16 X 2T T (%) 1T16 (%) 2T-2015 Ingresos de ventas (9) (4) Brasil (10) (5) En el extranjero (1) Ganancia bruta (11) (7) Brasil (15) (12) En el extranjero Gastos operativos (3.524) (2.944) (20) (1.537) (1.987) 23 (1.516) Brasil (3.045) (2.487) (22) (1.293) (1.752) 26 (1.272) En el extranjero (479) (457) (5) (244) (235) (4) (244) Ganancia (pérdida) operativa (83) 267 (47) Brasil (99) 138 (126) En el extranjero Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (81) 184 (25) Brasil (38) 719 (105) 58 (96) En el extranjero EBITDA ajustado del segmento* (67) Brasil (82) 250 (13) En el extranjero Gastos de capital del segmento (42) Participación del Mercado - Brasil 31,7% 35,8% (4) 31% 32% (1) 35% Volumen de ventas - Brasil (mil barriles/día) Diesel (18) Gasolina (7) (4) 199 Oleo combustible (42) (22) 89 Combustible de aviación (12) (11) 55 Otros Total de derivados mercado interno (15) (3) 815 Véase la reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio. 13

14 Liquidez y Recursos de Capital Primer semestre de T T T-2015 Disponibilidades ajustadas* al início del período Títulos públicos federales y time deposits con vencimientos superiores a 3 meses al início del (3.042) (24.707) (2.743) (3.042) (33.732) período Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período Efectivo neto generado en las actividades operativas Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión (25.277) (16.078) (10.759) (14.518) Inversiones en segmentos de negócio (26.079) (34.833) (11.153) (14.926) (17.153) Venta de activos (desinversiones) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (=) Flujo de efectivo neto Financiaciones y préstamos, netos (37.099) (19.594) (17.505) Captaciones Amortizaciones (69.778) (28.891) (45.058) (24.720) (14.850) Participación de accionistas no controlantes Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre efectivo y equivalentes al efectivo (11.968) (6.471) (5.497) (423) Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período Títulos públicos federales y time deposits con vencimientos superiores a 3 meses al final del período Disponibilidades ajustadas* al final del período Reconciliación del Flujo de Caja Libre Efectivo neto generado en las actividades operativas Inversiones en segmentos de negócio (26.079) (34.833) (11.153) (14.926) (17.153) Flujo de Caja Libre* Al 30 de junio de 2016, el saldo de efectivo y equivalentes de efectivo fue de R$ millones y las disponibilidades ajustadas totalizaban R$ millones. Las principales aplicaciones de recursos en el 1S-2016 fueron destinadas al cumplimiento del servicio de la deuda en el periodo y financiación de las inversiones en áreas de negocio. Dichos recursos fueron parcialmente proporcionados por una generación de caja operativa de R$ millones y captaciones de R$ millones. El saldo de disponibilidades ajustadas fue afectado negativamente en el 1S-2016 por el efecto de la variación cambiaria sobre las inversiones financieras en el exterior. La generación operativa de efectivo de R$ millones fue principalmente motivada por los mayores márgenes de diésel y gasolina, reducción de los gastos de participaciones gubernamentales en Brasil e importaciones de petróleo, derivados y gas natural, además de la mayor participación del petróleo nacional en la carga procesada. Estos efectos fueron compensados parcialmente por menores precios de las exportaciones de petróleo y derivados y por el 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 R$ millones en el 1S-2016, un retroceso del 25% con relación al mismo periodo del año anterior; el 89% de las inversiones fueron en el área de exploración y producción. El flujo de efectivo libre fue positivo por el quinto trimestre consecutivo, totalizando R$ millones en el 1S De enero a junio de 2016, la Compañía realizó la oferta de bonos en el mercado internacional de capitales (Global Notes) por el valor de US$ 6,75 mil millones y con vencimientos de 5 y 10 años, para recompra de bonos (tender offer) por el valor de US$ 6,3 mil millones. Además, se realizó una operación de sale and leaseback con el Banco Industrial y Comercial de China (ICBC) por el valor de US$ 1 mil millones. Al 30 de junio de 2016, el plazo medio de vencimiento de la deuda quedó en 7,30 años (7,14 años en 31 de diciembre de 2015). Debe tenerse en cuenta la emisión de US$ 3 mil millones para la recompra de bonos en valor equivalente en julio de Las amortizaciones de intereses y capital principal sumaron R$ millones en el 1S-2016 y el flujo nominal (visión caja) del capital principal e intereses de las financiaciones, por vencimiento, se presentan a continuación: Consolidado Vencimiento en adelante Principal Interés Total Véase la reconciliación de Disponibilidades Ajustadas en el Endeudamiento Neto y definición de las Disponibilidades Ajustadas y Flujo de Caja Libre en el Glosario. 14

15 Endeudamiento consolidado En relación a 31 de diciembre de 2015, el endeudamiento bruto del Sistema Petrobras disminuyó el 19% y el endeudamiento neto se redujo el 15%, principalmente como resultado de la apreciación cambiaria del 17,8%. Los endeudamientos de corto y largo plazo incluyen Arrendamientos Mercantiles Financieros de R$ 80 millones y R$ 313 millones en 30 de junio de 2016, respectivamente (R$ 73 millones y R$ 303 millones en 31 de diciembre de 2015) Δ% Endeudamiento corto plazo (36) Endeudamiento largo plazo (17) Total (19) Efectivo y equivalentes al efectivo (36) Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) (20) Disponibilidades ajustadas* (35) Endeudamiento neto* (15) Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 55% 60% (5) Pasivo total neto* (6) (Capital de terceros neto / pasivo total neto) 63% 68% (5) Índice de endeudamiento neto/ltm EBITDA ajustado* 4,49 5,31 (15) U.S.$ millones Δ% Endeudamiento corto plazo (23) Endeudamiento largo plazo Total (2) Endeudamiento neto Plazo promedio del endeudamiento (años) 7,30 7,14 0, Δ% Informaciones resumidas sobre financiaciones Por tipo Referenciado al tipo variable (18) Indexado a tipo fijo (20) Total (19) Por moneda Reales (1) Dólares Estadunidenses (22) Euro (32) Otras monedas (26) Total (19) Por vencimiento (62) (42) (28) (15) (13) 2021 y adelante (1) Total (19) Véase las definiciones de las Disponibilidades Ajustadas, Endeudamiento Neto, Pasivo Total Neto y LTM EBITDA Ajustado en el Glosario y reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado. 15

16 INFORMACIONES ADICIONALES 1. Reconciliación del EBITDA Ajustado La Compañía divulga el EBITDA ajustado de acuerdo con la Instrucción CVM n 527 del 4 de octubre de 2012, calculado como el resultado neto del período más los tributos sobre la ganancia, resultado financiero neto, depreciación y amortización, además de la participación en inversiones y de la pérdida en el valor de recuperación de activos (impairment). EL EBITDA Ajustado no es una medida de IFRS. Además, el EBITDA Ajustado no debe ser comparable con el informado por otras compañías ni considerado como un sustituto a cualquier otra medida calculada de acuerdo con el IFRS. La Administración presenta el EBITDA Ajustado como una información adicional sobre rentabilidad y debe ser considerado en conjunto con otras medidas e indicadores de rendimiento para una mejor comprensión sobre el desempeño financiero de la Compañía. El LTM EBITDA Ajustado se utiliza para calcular el índice de endeudamiento neto/ltm EBITDA ajustado, que es una medida en el Plan de Negocio y Gestión de la Compañía. Primer semestre de X 2T16 X 2T T (%) 1T16 (%) 2T-2015 Ganancia (pérdida) neta (90) 899 (381) Resultado financiero neto (30) Impuestos a las ganancias (85) Depreciación, agotamiento y amortización (6) EBITDA (8) Resultado de participaciones en inversiones (786) (342) (130) (398) (388) (3) (169) Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment EBITDA ajustado (4) Margen del EBITDA ajustado (%) (2) 25 Últimos 12 meses hasta Ganancia (pérdida) neta (40.089) (35.171) Resultado financiero neto Impuestos a las ganancias (10.908) (6.058) Depreciación, agotamiento y amortización EBITDA Resultado de participaciones en inversiones Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment EBITDA ajustado

17 INFORMACIONES ADICIONALES 2. Hedge Flujo de Efectivo sobre Exportaciones Primer semestre de x 2T16 X 2T T (%) 1T16 (%) 2T-2015 Variación Monetaria y Cambiaria Total (24.393) Variación Cambiaria Diferida registrada en el Patrimonio Neto (43.478) (289) (21.465) (22.013) 2 (5.343) Reclasificación del Patrimonio Neto para el Resultado (5.397) (2.331) (132) (2.497) (2.900) 14 (1.507) Variación Monetaria y Cambiaria, Netas (4.120) (3.766) (9) (687) (3.433) 80 (1.102) La reducción de la reclasificación del gasto de variación cambiaria del patrimonio neto para el resultado se debe, principalmente, al hecho de que el 1T-2016 había sido impactado por exportaciones planeadas que ya no lo son proyectadas o realizadas, debido principalmente a los menores precios del petróleo. En el 2T-2016, fue registrado un menor volumen de exportaciones planeadas que ya no lo son proyectadas o realizadas. 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 R$ millones del patrimonio neto para el resultado. La previsión anual de realización del monto de la variación cambiaria acumulada en el patrimonio neto, al 30 de junio de 2016, es el siguiente: Consolidado hasta 2027 Total Expectativa de realización (4.424) (10.030) (10.372) (6.942) (5.031) (4.176) (4.803) (2.161) (39.444) 17

18 INFORMACIONES ADICIONALES 3. Activos y pasivos sujetos a la variación cambiaria La Compañía tiene activos y pasivos sujetos a variaciones de monedas extranjeras, cuyas principales exposiciones brutas son el real con relación al dólar estadounidense y el dólar estadounidense en relación al euro. A partir de mediados de mayo de 2013, la Compañía extendió la contabilidad de hedge para protección de exportaciones futuras altamente probables. La Compañía designa las relaciones de hedge entre las exportaciones y las obligaciones en dólares estadounidenses para que los efectos de la protección cambiaria natural existentes entre esas operaciones sean reconocidas de forma simultánea en los estados financieros. Con la extensión de la contabilidad de hedge, las ganancias o pérdidas provocadas por variaciones cambiarias se acumulan en el patrimonio neto y solamente afectan el resultado en la medida en que se realizan las exportaciones. Los saldos de activos y pasivos en moneda extranjera de controladas en el exterior no son inseridos en la exposición a continuación, cuando se realizan en monedas equivalentes a sus respectivas monedas funcionales. Al 30 de junio de 2016, la exposición cambiaria neta de la Compañía es pasiva, siendo la principal la del dólar con relación al euro. ITENS Activo Pasivo ( ) ( ) Contabilización de Hedge Total (33.014) (43.433) POR MONEDA Real/ Dólar (237) Real/ Euro (135) (8.687) Real/ Libra (62) (73) Dolar/ Yen (1.936) (2.180) Dolar/ Euro (23.091) (24.988) Dolar/ Libra (7.584) (10.241) Peso/ Dólar 31 (145) Total (33.014) (43.433) Primer semestre de Variación Monetaria y Cambiaria 2016 x 2T16 X T T (%) 1T16 (%) 2T-2015 Variación Cambiaria Dolar x Euro (533) (134) 910 (1.443) 163 (707) Variación Cambiaria Real x Dolar 590 (2.937) 120 (33) 623 (105) 874 Variación Cambiaria Dolar x Libra 970 (80) (321) Reclasificación de la contabilización del hedge del Patrimonio Neto (5.397) (2.331) (132) (2.497) (2.900) 14 (1.507) para el Resultado Variación Cambiaria Real x Euro (226) (478) (258) 112 (28) Otros (4) Variación Monetaria y Cambiaria, Netas (4.120) (3.766) (9) (687) (3.433) 80 (1.102) 18

19 INFORMACIONES ADICIONALES 4. Ítems especiales Primer semestre de Ítem del Resultado 2T T T-2015 (1.050) Pérdidas com cuentas a cobrar del sector eléctrico Gasto de ventas (506) (544) (46) (866) 259 (Pérdidas)/Ganancias con contingencias judiciales Otros ingresos (gastos) (569) (297) 259 (1.478) (1.453) Impairment de activos e inversiones Diversos (1.184) (294) (1.450) (51) (520) Programas de Amnistías de los Estados/PRORELIT Diversos (51) (520) (4.373) REFIS Diversos (4.373) (1.220) Plan de incentivo a la salida voluntaria Otros ingresos (gastos) (1.220) Resarcimiento de valores - Operación Lava Jato Otros ingresos (gastos) Ganancias/(Pérdidas) com enajenación de activos Otros ingresos (gastos) 76 (4.586) (4.341) Total (3.400) (1.186) (5.897) Detalle del efecto del impairment de activos e inversiones en los diversos ítems del resultado: (1.478) (1.286) Pérdida en el valor recuperable de los activos - Impairment (1.184) (294) (1.283) (167) Resultado de participaciones en inversiones (167) (1.478) (1.453) Impairment de activos e inversiones (1.184) (294) (1.450) 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: (42) (441) Gastos Tributarios (42) (441) (9) (79) Gastos Financieros Intereses (9) (79) (51) (520) Programas de Amnistías de los Estados / PRORELIT (51) (520) Detalle del efecto de la adhesión al Programa de Recuperación de Impuestos - REFIS en los diversos ítems del resultado: (3.073) Gastos Tributarios (3.073) (1.300) Gastos Financieros Intereses (1.300) (4.373) REFIS (4.373) 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. 19

20 INFORMACIONES ADICIONALES 5. Resultado de las operaciones del 2T-2016 x 1T-2016: Ingresos de ventas de R$ millones, el 1% superior al 1T-2016 (R$ millones), influenciados por: Mayores ingresos de exportaciones de petróleo y derivados; y Mayores ventas de nafta (55%) y diesel (2%) en el mercado nacional. Estos factores fueron parciamente compensados por menores ventas de gasolina en el mercado interno y reducción del ingreso de energía, reflejando la disminución del volumen generado. Costo de ventas de R$ millones, el 2% inferior al 1T-2016 (R$ millones), reflejando la reducción de los costos de importaciones de gas natural y petróleo, parcialmente compensados por los mayores gastos con participaciones gubernamentales e importación de derivados. Gastos generales y de administración de R$ millones, el 7% superior al 1T-2016 (R$ millones), reflejando los mayores gastos en servicios de terceros. Gastos de exploración de R$ millones, el 43% superior al 1T-2016 (R$ millones) debido, principalmente, a la devolución de bloques exploratorios como resultado de su economicidad. Otros gastos, netos de R$ millones, el 53% superior al 1T-2016 (R$ millones), ocasionados principalmente por: Gastos con el nuevo Plan de Incentivo a la Salida Voluntaria (R$ millones); y Impairment de activos del Comperj (R$ millones), reflejando la revaluación del proyecto donde fueron revisados el programa y los costos de terminación de las unidades de la refinería de la Unidad de Procesamiento del Gas Natural (UPGN). Gastos financieros netos de R$ millones, el 30% inferior al 1T-2016 (R$ millones), debido principalmente a la variación cambiaria positiva de R$ 910 millones por la apreciación del 3,1% del dólar sobre la exposición pasiva neta en euros en el 2T-2016, en comparación con la variación cambiaria negativa de R$ millones debido a la depreciación cambiaria del 4,7% en el 1T-2016 (R$ millones). Gastos de impuestos a las ganancias de R$ 622 millones, el 178% superior al 1T-2016 (R$ 224 millones), debido principalmente al resultado negativo del 1T Pérdida atribuible a accionistas no controlantes de R$ 529 millones, el 39% inferior al 1T-2016 (pérdida de R$ 865 millones), reflejando, principalmente, el efecto cambiario sobre el endeudamiento en dólar de las entidades estructuradas en los respectivos períodos. 20