RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL TERCERO TRIMESTRE DE 2016

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1 RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL TERCERO 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 3T-2016 vs. 2T-2016 Pérdida neta de US$ millones, en comparación a una ganancia de US$ 106 millones en el 2T-2016, debido a: Rio de Janeiro 10 de novembro de 2016 Impairment de activos y de inversiones en colgadas de US$ millones, debido a la revisión de premisas, cómo precio de Brent y tasa de cambio de longo termo, y el portfolio de inversiones en el contexto del Plano de Negocios y Gestión finalizado y aprobado en el 3Q-2016, así como la apreciación del real y el aumento de la tasa de descuento; Reclasificación de pérdidas con depreciación cambial, ocasionado por la venda de Petrobras Argentina (PESA); Mayor gasto con el nuevo Programa de Incentivo al Desligamiento Voluntario (PIDV); Provisión para gastado con acuerdos en acciones individuales contra Petrobras en Nueva York; Provisión para asunción de deudas y para pérdidas con anticipos a proveedores para construcción de cascos de FPSO; Estos factores fueron parcialmente compensados por el efecto positivo de la revisión de abandono de áreas de producción de petróleo y gas, por los menores gastados con ociosidad de buque de perforación y por apuración de ganancia de contabilidad por alienación de PESA. Flujo de caja libre positivo* por el sexto trimestre consecutivo, en el monto de US$ millones en el 3Q-2016, 65% superior al registrado en el 2T-2016, debido al aumento de 32 % de la generación operativa y a la manutención de las inversiones y 3,5 veces superior al registrado no periodo de Ene-Sep/2015. EBITDA Ajustado * de US$ millones en el 3T-2016, 15% superior en comparación al 2T-2016 debido al aumento de producción y exportación de petróleo y los menores gastos con importaciones, y de US$ millones de Ene-Sep/2016, 3% abajo del periodo anterior. El endeudamiento bruto disminuyó 3% en dólares estadounidense, de US$ millones en 31 de diciembre de 2015 para US$ millones, una disminución de US$ millones. El endeudamiento neto* se mantuvo relativamente estable en el periodo, de US$ millones en 31 de Diciembre de 2015, para US$ millones en 30 de septiembre de El índice de endeudamiento neto sobre LTM EBITDA ajustado aumentó de 4,41 al 31 de diciembre de 2015 a 4,50 al 30 de septiembre de 2016 y el apalancamiento se redujo del 60% al 55% en el mismo periodo. Principales destaques operativos 3T-2016 vs. 2T-2016 La producción total de petróleo y gas natural de Petrobras fue de mil barriles de petróleo equivalente por día (boed), un aumento del 2% en comparación con el 2T En septiembre, hubo diversos records de producción, entre ellos a de petróleo y gas en Brasil (2.753 mil bpd) y de petróleo y gas operado por Petrobras en la camada pre-sal (1.464 mil bpd). La producción de derivados en Brasil disminuyó 3%, totalizando mil barriles por día (bpd), mientras que las ventas en el mercado interno llegaran a mil bpd, una reducción de 1%. Aumento del 9% de las exportaciones de petróleo y derivados, que ascendieron a 562 mil bpd. Ganancia (Pérdida) Neta - Accionistas Petrobras (US$ millones) Flujo de Caja Libre* (US$ milliones) EBITDA Ajustado* (US$ millones) -1, ,073 5,065 4,369 5,789 6,653 1,080-5,380 3Q15 2Q16 3Q16 3Q15 2Q16 3Q16 3Q15 2Q16 3Q16 Gastos com Ventas, Generales y Administrativas* (US$ million) Producción Total de Oleo, LGN y Gas Natural (mil boed) Fuerza de Trabajo Petrobras (numero de empleados) 1,863 1,861 1,964 2, , , ,113 76,613 71,152 2,612 2,612 2,722 3Q15 2Q16 3Q16 3Q15 2Q16 Extranjero 3Q16 3Q15 2Q16 3Q16 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 Este documento puede contener declaraciones prospectivas sobre hechos futuros, dentro del significado de la Sección 27A de la Ley de Valores de 1933 y sus modificaciones (Ley de Valores), y la Sección 21E de la Ley de Valores de 1934 y sus modificaciones (Ley de Negociación). Dichas declaraciones reflejan solamente las expectativas de la Compañía sobre su futuro desempeño operativo y financiero, entre otros. Los términos "cree", "espera", "estima", "anticipa", "pretende", "planea", "prevé", "objetiva", "deberá" y otros términos similares pretenden identificar estas declaraciones, que, evidentemente, involucran riesgos e incertidumbres que se esperan o no por la Compañía y por lo tanto no constituyen garantía alguna de resultados futuros. Por lo tanto, los resultados futuros de las operaciones de la Compañía pueden diferir de las expectativas actuales, y el lector no debe basarse únicamente en la información contenida en el presente documento. La Compañía no asume obligación alguna de actualizar las presentaciones y previsiones a la luz de nueva información o de sus hechos futuros. Los resultados reales de la Compañía pueden diferir materialmente de los expresados o planeados en cualquier declaraciones prospectivas, como resultado de una variedad de factores y supuestos. Sin limitaciones, estos factores incluyen : (i) el incumplimiento de las leyes o reglamentos, incluyendo la actividad fraudulenta, la corrupción y el soborno ; (ii) el resultado de las investigaciones en curso de corrupción y de cualquier nuevas pruebas o información que puedan surgir con respecto a la "Operación Lava-Jato"; (iii) la eficacia de las políticas y de los procedimientos de gestión de riesgos de la Compañía, incluyendo el riesgo operacional; y (iv) los litigios, como las acciones de clase o procesos que se interpongan por los organismos gubernamentales y reguladores. Una descripción de otros factores se puede encontrar en el Informe Anual de la Compañía (Formulario 20 -F) para el año terminado en 31 de diciembre de 2015 y otras publicaciones de la Compañía junto a la SEC - Securities and Exchange Commission. 2

3 Principales ítems e indicadores económicos consolidados Período Ene - Sep x 2015 (%) US$ millones 3T T T16 X 2T16 (%) 3T-2015 Ingresos de ventas (20) Ganancia bruta (17) Ganancia (pérdida) operativa (92) (3.401) (266) Resultado financiero neto (6.143) (7.158) 14 (2.193) (1.727) (27) (3.226) Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los (5.592) 971 (676) (5.380) 106 (5.175) (1.062) accionistas de Petrobras Ganancia (pérdida) básica y diluída por acción (0,43) 0,07 (714) (0,41) (0,09) EBITDA ajustado * (3) Margen bruto (%) Margen operativo (%) 1 12 (11) (16) 10 (26) 7 Margen neto (%) (9) 1 (10) (25) 1 (26) (5) Gastos de capital e inversiones totales (34) (1) Exploración & Producción (31) (6) Abastecimiento (57) Gas & Energía (56) Distribución (48) (3) 54. Biocombustible (53) 5. Corporativo (33) Dólar promédio comercial de venta (R$/U.S.$) 3,55 3, ,25 3,51 (7) 3,54 Dólar final comercial de venta (R$/U.S.$) 3,25 3,97 (18) 3,25 3,21 1 3,97 Variación del dólar final comercial de venta (%) (16,9) 49,6 (67) 1,1 (9,8) 11 28,1 Selic - tasa promedio (%) Precios de los derivados basicos en el mercado interno 65,05 71,79 (9) 70,46 65, ,86 (U.S.$/bbl) Petróleo Brent (U.S.$/bbl) 41,77 55,39 (25) 45,85 45, ,26 Precio de venta - Brasil. Petróleo (U.S.$/bbl) 37,12 45,04 (18) 41,77 39, ,76. Gas natural (U.S.$/bbl) 32,26 37,45 (14) 32,21 29, ,47 Precio de venta - Internacional. Petróleo (U.S.$/bbl) 43,76 58,25 (25) 42,38 47,24 (10) 55,69. Gas natural (U.S.$/bbl) 21,98 23,68 (7) 20,51 21,74 (6) 25,84 Volumen total de ventas (mil barriles/día) Diesel (13) (1) 953 Gasolina (1) (4) 540 Oleo combustible (37) (11) 97 Nafta (9) 137 GLP Combustible de aviación (8) Otros Total de derivados (8) (1) Alcoholes, nitrogenados renovables y otros (7) Gas natural (24) Total mercado interno (10) Exportación de petroleo, derivados y otros Ventas internacionales (16) (26) 544 Total mercado internacional (6) (8) Total general (9) (2) Véase la definición del EBITDA Ajustado en el Glosario y su respectiva reconciliación en la sección de Reconcliación del EBITDA Ajustado. 3

4 Resultados de Ene-Sep/2016 x Ene-Sep/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 periodo Ene-Sep/2016 (depreciación del 12%), 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 17% para US$ millones en el periodo Ene-Sep/2016 con relación al Ene-Sep/2015, principalmente debido a los efectos cambiarios (depreciación del Real en relación al dólar). Excluyéndose los efectos cambiarios, la ganancia bruta disminuyó 6% en Reales, debido a la reducción en los ingresos de ventas, generada por la caída del 8% 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, menor nivel de actividades en el extranjero con la venta de PESA, así como la disminución en la generación eléctrica y precios y la reducción en volúmenes de venta domestica de gas natural. Se registraron menores costos de importaciones y participaciones gubernamentales en Brasil debido a la reducción en los precios de petróleo y en las ventas, y reducción de operaciones internacionales debido a la venta de PESA. 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 US$ 731 millones en el periodo Ene-Sep/2016, disminución del 92% en relación al periodo Ene- Sep/2015. Este resultado refleja la reducción de la ganancia bruta, impairments, reclasificación de pérdida por depreciación cambial (ajustes acumulados de conversión CTA, debido a venta de PESA), mayor gasto con ociosidad de equipos (sondas), mayor gasto con el Programa de Incentivo al Desligamiento Voluntario (PIDV) y contingencias judiciales, incluyendo provisión para gastos con acuerdos en acciones individuales contra a Petrobras en Nueva York, para asunción de deuda y para perdidas con anticipación a proveedores para construcción de cascos de FPSO. Adicionalmente, hubo un efecto positivo de la revisión de abandono de áreas de producción de petróleo y gas en el 3Q Gasto financiero neto Gasto financiero neto de US$ millones, US$ millones menor cuando comparada al Ene-Sep/2016 debido al menor impacto negativo de variación cambiaria, parcialmente compensada por mayores gastos con interés cómo resultado de la depreciación del real contra el dólar estadounidense. Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras Pérdida neta atribuible a los accionistas de Petrobras de US$ millones en el Ene-Sep/2016, generado, principalmente, por el impairment de activos y de inversiones en colgadas en el valor de US$ millones. EBITDA Ajustado y Flujo de Caja Libre EBITDA ajustado disminuyó 3% en comparación al Ene-Sep/2015, añadiendo a US$ millones, debido a mayores márgenes para la gasolina y el diesel y menor gasto en importaciones y participación gubernamentales. El margen de EBITDA Ajustado fue de 30% en el Ene-Set/2016. La mayor generación operacional y la reducción de inversiones generó flujo de caja libre positivo de US$ millones, 3,5 veces superior al registrado en Ene-Sep/2015. Este resultado contribuye para el objetivo de desapalancamiento de la Compañía. Informaciones adicionales sobre el resultado de las operaciones del Ene-Sep/2016 x Ene-Sep/2015, véase ítem 4. 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 RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN Ene-Sep/2016 x Ene-Sep/2015 Ganancia bruta La reducción de la ganancia bruta fue ocasionada por la menor producción en Brasil y en extranjero y la baja de los precios del Brent. Adicionalmente, hubo aumento de la depreciación, compensada parcialmente por menores gastos de participaciones gubernamentales. Ganancia operativa Además de la disminución de la ganancia bruta, la reducción de la ganancia operativa presentó baja principalmente por el aumento de gastos con impairment, el aumento de gastos con ociosidad de buques de perforación, gastos con el PIDV y provisiones para asunción de deudas por pérdidas con anticipación a proveedores para construcción de cascos de FPSOs, parcialmente compensados por el efecto positivo de revisión de abandono de áreas de producción de petróleo y gas. Desempeño operativo Producción La producción de petróleo y LGN en Brasil se redujo el 1%, debido principalmente a la mayor realización de paradas programadas en lo 1T En contrapartida, hubo entrada en operación del FPSO Cid. Maricá (Lula - área de Lula Alto) y FPSO Cid. Saquarema (Lula área de Lula Central), y ramp-up de nuevos sistemas, notavelmente FPSO Cid. Itaguaí (Lula - área de Iracema Norte), FPSO Cid. Mangaratiba (Lula - área de Iracema Sul) y P-58 (Jubarte). La producción de gas en Brasil aumentó en 2%, debido, principalmente, a entrada en operación y ramp-up de los sistemas ya mencionados. La producción de petróleo y LGN en el extranjero se redujo 16% debido, principalmente, a la venta de activos de la Bacía Austral en Argentina, en marzo/2015, asociada a conclusión de venta de PESA. La producción de gas en el extranjero se mantuve prácticamente estable en el periodo, porque, no obstante la venta de PESA, hube aumento de producción de gas en los Estados Unidos debido a lo ramp-up de producción en el campo de Hadrian South. Lifting Cost 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 activos en la Bacía Austral e de la participación en PESA, con costos operativos mayores, y de la mayor producción en los Estados Unidos, con costos relativamente más bajos. 5

6 Principales Indicadores de Exploración & Producción US$ millones Período Ene - Sep x 2015 (%) Ingresos de ventas (16) Brasil (16) En el extranjero (25) Ganancia bruta (38) Brasil (38) En el extranjero (29) Gastos operativos (6.224) (2.894) (115) Brasil (5.794) (2.670) (117) En el extranjero (430) (224) (92) Ganancia (pérdida) operativa (778) (113) Brasil (698) (112) En el extranjero (80) 268 (130) Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (419) (111) Brasil (348) (110) En el extranjero (71) 285 (125) EBITDA ajustado del segmento * (15) Brasil (12) En el extranjero (56) Margen del EBITDA del segmento (%) Gastos de capital del segmento (31) Petroleo Brent medio (US$/bbl) 41,77 55,39 (25) Precio de venta - Brasil Petroleo (US$/bbl) 37,12 45,04 (18) Precio de venta - En el extranjero Petroleo (US$/bbl) 43,76 58,25 (25) Gas natural (US$/bbl) 21,98 23,68 (7) Producción Petroleo y LGN (mil barriles/día) (2) Brasil (1) En el extranjero (16) Producción en el extranjero no consolidada (13) Producción Gas natural (mil barriles/día ) Brasil En el extranjero (1) Producción total (1) Lifting cost - Brasil (US$/barril) sin participación gubernamental 10,78 12,40 (13) con participación gubernamental 15,58 19,62 (21) Lifting cost en el extranjero sin participación gubernamental (US$/barril) 5,43 7,73 (30) Participaciones Gubernamentales - Brasil (39) Royalties (25) Participación Especial (59) Retención de área (5) Participaciones Gubernamentales - En el extranjero (17) Véase la reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio. 6

7 ABASTECIMIENTO Ene-Sep/2016 x Ene-Sep/2015 Ganancia bruta La ganancia bruta aumentó en 6% en el período, principalmente debido a los efectos cambiarios (depreciación del 12% del Real en relación al dólar). Excluyéndose los efectos cambiarios, la ganancia bruta aumentó por 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, principalmente diesel. Por otro lado, hubo disminución en el precio de la canasta de exportación de petróleo. Además, la menor actividad económica y el aumento de la colocación de diésel por terceros redujeron las ventas de derivados en el mercado interno. Ganancia operativa La ganancia operativa disminuyó en 3% en el periodo, principalmente debido a los efectos cambiarios (depreciación del 12% del Real en relación al dólar). Excluyéndose los efectos cambiarios, la ganancia operativa aumentó en Reales por la mayor ganancia bruta, parcialmente compensada por mayor gasto con impairment e gastos con el nuevo PIDV. Desempeño operativo Balanza comercial 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. La menor necesidad de importación de derivados de petróleo, especialmente diesel, debido a la retracción de la demanda del mercado doméstico asociada a mayor colocación por terceros, redujeran el déficit de la balanza comercial de derivados. Indicadores operativos del refino La carga procesada diaria se redujo en 8%, debido a menor demanda de derivados en el mercado doméstico. El impacto de las paradas programadas en REPLAN, REPAR y REFAP fueron parcialmente compensadas por el aumento de la producción en RNEST, debido a la mejora de la eficiencia operativa. Costos de la refinación El indicador en reales fue 2% inferior. En reales, hubo aumento de 8%, debido, principalmente, a los mayores gastos con personal, generados por reajustes salariales concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo (ACT) 2015/2016 y a la reducción de la carga procesada. 7

8 Principales Indicadores del Abastecimiento US$ millones Período Ene - Sep x 2015 (%) Ingresos de ventas (20) Brasil (incluye operaciones de trading en el extranjero) (17) En el extranjero (28) Eliminaciones (2.757) (1.950) (41) Ganancia bruta Brasil En el extranjero (74) Gastos operativos (4.056) (3.267) (24) Brasil (3.990) (3.147) (27) En el extranjero (66) (120) 45 Ganancia (pérdida) operativa (3) Brasil (2) En el extranjero (7) 96 (107) Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (5) Brasil (3) En el extranjero (7) 93 (108) EBITDA ajustado del segmento * Brasil En el extranjero (75) Margen del EBITDA del segmento (%) Gastos de capital del segmento (57) Precio derivados básicos - Mercado interno (US$/bbl) 65,05 71,79 (9) Importaciones (mil barriles/día) (32) Importación del petroleo (47) Importación del diesel (84) Importación de gasolina Importación de otros derivados Exportaciones (mil barriles/día) Exportación del petroleo Exportación de derivados Exportaciones (importaciones), netas 110 (89) 224 Indicadores Operativos del Refino - Brasil (mil barriles/día) Producción de derivados (7) Carga de referencia Factor de utilización de la refinación (%) (8) Carga fresca procesada (sin LGN) (8) Carga procesada (8) Participación del petróleo nacional en la carga procesada (%) Indicadores Operativos del Refino - En el extranjero (mil barriles/día) Carga total procesada (3) Producción de derivados (9) Carga de referencia (13) Factor de utilización de la refinación (%) Costo de la refinación - Brasil Costo de la refinación (US$/barril) 2,47 2,52 (2) Costo de la refinación - En el extranjero (US$ barril) 3,96 4,01 (1) Volumen de Ventas (incluye ventas para BR Distribuidora y terceros) Diesel (15) Gasolina (2) Oleo combustible (35) Nafta GLP Combustible de aviación (9) Otros 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. 8

9 GAS Y ENERGÍA Ene-Sep/2016 x Ene-Sep/2015 Ganancia bruta La ganancia bruta disminuyó el 7% en el Ene-Sep/2016 en relación al Ene-Sep/2015, principalmente debido a los efectos cambiarios (depreciación del 12% del Real en relación al dólar). Excluyéndose los efectos cambiarios, la ganancia bruta aumentó en Reales, reflejando 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 y por el menor ingreso de generación de energía eléctrica generado por la mejora del cuadro hidrológico del país. Ganancia operativa La ganancia operativa disminuyó el 46% en el Ene-Sep/2016 en relación al Ene-Sep/2015, principalmente debido a los efectos cambiarios (depreciación del 12% del Real en relación al dólar). Excluyéndose los efectos cambiarios, la ganancia operativa disminuyó 34% en Reales debido a mayores gastos de venta debido a provisión para pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico en 2016, reversión de provisión en el 1T-2015 y despensa con impairment. Desempeño operativo Indicadores físicos y financieros La reducción del 4% 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 La disminución de 75% en el PLD fue ocasionada por la reducción de carga proyectada en el Sistema Integrado Nacional (SIN) debido a mejora de las condiciones hidrológicas. El menor volumen de generación de energía se llevó a cabo por decisión del Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE) por el no despacho por garantía energética de usinas con costo variable unitario por encima de los límites establecidos, por menor despacho por Orden de Mérito debido a mejora en las condiciones hidrológicas y por la reducción de la carga proyectada por SIN. Hubo reducción de ventas de gas natural, principalmente debido a menor demanda termoeléctrica en el período, posibilitando la reducción de 63% en la importación de GNL, y de 9% en la importación de gas natural boliviano. 9

10 Principales Indicadores del Gas y Energía US$ millones Período Ene - Sep x 2015 (%) Ingresos de ventas (32) Brasil (33) En el extranjero (4) Ganancia bruta (7) Brasil (7) En el extranjero (12) Gastos operativos (1.365) (1.092) (25) Brasil (1.341) (1.072) (25) En el extranjero (24) (20) (20) Ganancia (pérdida) operativa (46) Brasil (47) En el extranjero (24) Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (46) Brasil (52) En el extranjero (1) EBITDA ajustado del segmento * (13) Brasil (13) En el extranjero (14) Margen del EBITDA del segmento (%) Gastos de capital del segmento (56) Indicadores físicos y financieros - Brasil Ventas de electricidad (ACL) - MW promedio (4) Ventas de electricidad (ACR) - MW promedio (1) Generación de electricidad - MW promedio (56) Precio de liquidación de las diferencias (PLD) - US$/MWh (75) Importaciones de gas natural licuado (mil barriles/día) (63) Importaciones de gas natural (mil barriles/día) (9) Véase la reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio. 10

11 DISTRIBUCIÓN Ene-Sep/2016 x Ene-Sep/2015 Ganancia bruta La ganancia bruta disminuyó el 20% en el Ene-Sep/2016 en relación al Ene-Sep/2015, principalmente debido a los efectos cambiarios (depreciación del 12% del Real en relación al dólar). Excluyéndose los efectos cambiarios, la ganancia bruta se redujo el 9% en Reales reflejando el menor volumen de ventas en Brasil debido al menor nivel de actividad económica y menor demanda de combustibles para térmicas. Ganancia operativa La reducción de la ganancia operativa en Brasil refleja la variación de la ganancia bruta. En el extranjero, hubo impairment de activos de distribución en Chile en resultado de la operación de desinversiones. Desempeño operativo Participación del Mercado - Brasil La reducción de la participación del mercado se explica por la reducción en las ventas al sector de térmicas (-57%). Además, hubo el reposicionamiento de los márgenes, debido a política de los precios que privilegia la maximización de la rentabilidad de la Compañía. 11

12 Principales Indicadores de Distribución US$ millones Período Ene - Sep x 2015 (%) Ingresos de ventas (20) Brasil (20) En el extranjero (21) Ganancia bruta (20) Brasil (22) En el extranjero (8) Gastos operativos (1.509) (1.602) 6 Brasil (1.225) (1.378) 11 En el extranjero (284) (224) (27) Ganancia (pérdida) operativa (86) Brasil (76) En el extranjero (19) 66 (129) Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (82) Brasil (62) En el extranjero (24) 57 (142) EBITDA ajustado del segmento * (45) Brasil (58) En el extranjero Margen del EBITDA del segmento (%) 1 2 (1) Gastos de capital del segmento (48) Participación del Mercado - Brasil 31,4% 35,4% (4) Volumen de ventas - Brasil (mil barriles/día) Diesel (16) Gasolina (6) Oleo combustible (43) Combustible de aviación (12) Otros Total de derivados mercado interno (14) Véase la reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio. 12

13 Liquidez y Recursos de Capital Período Ene - Sep U.S.$ millones T T T-2015 Disponibilidades ajustadas* al início del período Títulos públicos federales y time deposits con vencimientos superiores a 3 (779) (9.302) (757) (771) (3.375) meses al início del 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 (9.209) (9.000) (2.430) (3.066) (3.260) Inversiones en segmentos de negócio (10.157) (16.825) (3.161) (3.178) (5.067) Venta de activos (desinversiones) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (4) (=) Flujo de efectivo neto Financiaciones y préstamos, netos (13.737) (741) (3.678) (5.582) (3.288) Captaciones Amortizaciones (26.233) (16.571) (7.074) (12.837) (6.833) Participación de accionistas no controlantes (47) 12 (54) Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre el efectivo y equivalentes al 563 (1.231) (98) 139 (568) efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período Títulos públicos federales y time deposits con vencimientos superiores a 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 (10.157) (16.825) (3.161) (3.178) (5.067) Flujo de Caja Libre* Al 30 de septiembre de 2016, el saldo de efectivo y equivalentes de efectivo fue de US$ millones y las disponibilidades ajustadas totalizaban US$ millones. Las principales aplicaciones de recursos en 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 US$ millones y captaciones de US$ millones. La generación operativa de efectivo disminuyó en 2% para US$ millones in Ene-Sep/2016 cuando comparada a Ene- Sep/2015, motivada, principalmente, por la depreciación del Real en relación al dólar. Excluyendo los efectos cambiales, la generación operativa creció el 8% en Real, principalmente motivada por los mayores márgenes de diésel y gasolina, reducción de los gastos de participaciones gubernamentales en Brasil y menores costos de importación 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 US$ millones en Ene-Sep/2016, un retroceso del 39% con relación al mismo periodo del año anterior; el 87% de las inversiones fueron en el área de exploración y producción. Mientras hubo esta reducción, la producción de petróleo y gas natural permaneció estable. El flujo de efectivo libre fue positivo en US$ en 2016, 3,5 veces mayor que el mismo periodo del año anterior. De enero a septiembre de 2016, la Compañía elevó US$ millones, destacando la oferta de bonos en el mercado internacional de capitales (Global Notes) por el valor de US$ 9,75 mil millones y con vencimientos de 5 y 10 años, para recompra de bonos (tender offer) por el valor de US$ 9,3 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 septiembre de 2016, el plazo medio de vencimiento de la deuda quedó en 7,33 años (7,14 años en 31 de diciembre de 2015). Las amortizaciones de intereses y capital principal sumaron US$ millones en el Ene-Sep/2016 y el flujo nominal (visión caja) del capital principal e intereses de las financiaciones, por vencimiento, se presentan en US$ millones a continuación: Vencimiento and thereafte r Balance at Septembe r 30, 2016 Balance at December 31, 2015 Principal 3,664 7,862 13,514 21,370 16,599 60, , ,354 Intereses 2,098 7,130 6,756 5,884 4,533 34,926 61,326 59,038 Total 5,762 14,992 20,270 27,254 21,132 95, , ,392 Véase la reconciliación de Disponibilidades Ajustadas en el Endeudamiento Neto y definiciones de las Disponibilidades Ajustadas y Flujo de Caja Libre en el Glosario. 13

14 Endeudamiento consolidado En 30 de septiembre de 2016, el endeudamiento bruto del Sistema Petrobras disminuyó el 3%, mientras el mayor endeudamiento en reais debido a la apreciación cambiaria. El endeudamiento neto en U.S. dólar se mantuvo prácticamente estable. Los endeudamientos de corto y largo plazo incluyen Arrendamientos Mercantiles Financieros de US$ 17 millones y US$ 97 millones en 30 de septiembre de 2016, respectivamente (R$ 19 millones y US$ 78 millones en 31 de diciembre de 2015). El índex deuda neta sobre LTM EBITDA ajustado* aumentó de 4,41, en , para 4,50, en , debido a la reducción del endeudamiento y el aumento del EBITDA ajustado. U.S.$ millones Δ% Endeudamiento corto plazo (22) Endeudamiento largo plazo Total (3) Efectivo y equivalentes al efectivo (14) Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) Disponibilidades ajustadas * (13) Endeudamiento neto * Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 55% 60% (5) Pasivo total neto * (Capital de terceros neto / pasivo total neto) 64% 68% (4) Índice de endeudamiento neto/ltm EBITDA ajustado * 4,50 4,41 2 Plazo promedio del endeudamiento (años) 7,33 7,14 0,19 US$ millones Δ% Informaciones resumidas sobre financiaciones Por tasa Referenciado al tipo variable (3) Indexado a tipo fijo (3) Total (3) Por moneda Reales Dólares Estadunidenses (6) Euro (19) Otras monedas (23) Total (3) Por vencimiento (65) (28) (18) (6) y adelante Total (3) 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. 14

15 INFORMACIONES ADICIONALES 1. Impairment de activos Consolidado Activo o UGE, por la naturaleza Valor contable neto Valor Recuperable Pérdida por devaluación (*) (**) Valor contable neto Campos de producción de petróleo y gas en Brasil (Varios UGEs) Equipos de la actividad de producción de petroleo y gas y perfuración de pozos Ene-Sep E&P - Brasil E&P - Brasil Segundo conjunto de refinación de RNEST Abastecimiento - Brasil Complejo Petroquímico Suape Abastecimiento - Brasil Comperj Abastecimiento - Brasil UFN III Gas y Energía, Brasil Conjunto de las Termoelétctricas Gas y Energía, Brasil Araucária Gas y Energía, Brasil Conjunto de buques de Transpetro Abastecimiento - Brasil Activos en Chile Distribución - Exterior Planta de Quixada - CE Biocombustible - Brasil Otros Otros Total Impairment inversiones en colgadas Biocombustible - Brasil En septiembre 2016 la compañía realizó teste de impairment, cuyo resultado fue impactado por la apreciación del real, por aumento en la tasa de descuento, por la revisión del conjunto de premisas, tales como el precio de Brent y tasa de cambio de longo termo, y de la cartera de inversiones, conforme el Plano de Negocios y Gestión , aprobado en 19 de septiembre de Las pérdidas oriundas de los testes de realizados fueron reconocidos en el trimestre añadiendo US$ millones en los activos y US$ 131 millones en las inversiones en colgadas, en el periodo Ene-Sep/2016. En el segmento de E&P, lo más destacado fueron algunos campos de producción de petróleo y gas en Brasil, que ja se habían sufrido impairment en 2015 y que han tenido sus flujos de caja más presionados por el cambio y por el aumento de la tasa de descuento, además de la incertidumbre en la entrega de los cascos para los FPSOs P-71, P-72 y P-73. En el segmento de Abastecimiento, a su vez, las perdidas reconocidas se debieron, principalmente, a la postergación de la segunda unidad de destilación de RNEST para 2023 y la revisión de premisas del Plano de Negocios del Complexo Petroquímico Suape, como reducción del mercado de resinas y cambio, asociado al aumento de la tasa de descuento. El aumento de la tasa de descuento fue un resultado del mayor premio de risco para Brasil, en función de la pérdida del grado de inversión (Investment Grade) y del escenario político brasilero, que afectaran integralmente el período de 12 meses finalizados a 30 de septiembre de 2016; Mayores informaciones sobre pérdidas con impairment están disponibles en la nota 13 de los Estados Financieros Estandarizados de Petrobras. Constitución y reversión de impairment. Incluye reversión de impairment de activos clasificados como mantenidos para venta en total de US$ 4 millones en

16 INFORMACIONES ADICIONALES 2. Reconciliación del EBITDA Ajustado Nuestro EBITDA ajustado es la ganancia neta antes de los ingresos (gastos) financieros netos, impuestos sobre la renta, depreciación, agotamiento y amortización, participación en ganancias en inversiones contabilizadas por equidad y impairment. Específicamente en 2016, la compañía optó por añadir en el cálculo del EBITDA ajustado los efectos cambiales acumulados de conversión (CTA), reclasificados para resultado, teniendo en cuenta la comprensión que este ítem representa variaciones cambiales acumuladas anteriormente clasificadas en el patrimonio neto de la compañía. 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 cualquier indicador calculado 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. Además, 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. EBITDA Ajustado Período Ene - Sep x 2015 (%) U.S.$ millones 3T T T16 X 2T16 (%) 3T-2015 Ganancia (pérdida) neta (5.179) 457 (1.233) (5.339) 257 (2.177) (1.419) Resultado financiero neto (14) Impuestos a las ganancias (64) (103) (298) 177 (268) (49) Depreciación, agotamiento y amortización EBITDA (37) (92) Resultado de participaciones en inversiones (169) (171) (1) 43 (113) (138) (56) Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment Ajuste acumulado de conversión EBITDA ajustado (3) Margen del EBITDA ajustado (%) LTM EBITDA Ajustado US$ millones Últimos 12 meses hasta Ganancia (pérdida) neta (14.247) (8.611) Resultado financiero neto Impuestos a las ganancias (3.078) (1.137) Depreciación, agotamiento y amortización EBITDA Resultado de participaciones en inversiones Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment Ajuste acumulado de conversión EBITDA ajustado

17 INFORMACIONES ADICIONALES 3. Hedge Flujo de Efectivo sobre Exportaciones US$ millones Período Ene - Sep x 2015 (%) 3T T T16 X 2T16 (%) 3T-2015 Variación Monetaria y Cambiaria Total (24.063) 148 (675) (110) (15.410) Variación Cambiaria Diferida registrada en el Patrimonio Neto (11.072) (150) 674 (6.116) Reclasificación del Patrimonio Neto para el Resultado (2.111) (1.304) (62) (658) (711) 7 (525) Variación Monetaria y Cambiaria, Netas (1.733) (3.236) 46 (659) (196) (236) (1.947) La reducción de la reclasificación del gasto de variación cambiaria del patrimonio neto para el resultado se debe, principalmente, al hecho de que en el 3T-2016, comparado al periodo anterior, no hubo reclasificación de gasto de variación cambial del Patrimonio Neto para resultado debido a 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 US$ 5 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 septiembre de 2016, es el siguiente: Consolidated to 2027 Expectativa de realización (1,035) (4,493) (4,666) (3,195) (2,344) (1,966) (2,258) (1,064) 3,465 (17,556) Total 17

18 INFORMACIONES ADICIONALES 4. Ítems especiales Ene-Sep US$ millones Ítem del Resultado 3T T T-2015 (5.250) (473) Impairment de activos e inversiones Diversos (4.838) (337) Otros ingresos Plan de incentivo a la salida voluntaria (1.107) (35) (gastos) (761) (348) (8) Otros ingresos Ajustes Acumulados de Conversión - CTA (1.428) (gastos) (1.428) Otros ingresos (Pérdidas)/Ganancias con contingencias judiciales (916) (622) (gastos) (678) (162) (526) (338) 254 Pérdidas com cuentas a cobrar del sector eléctrico Gasto de ventas (55) (144) (140) (13) (254) Programas de Amnistías de los Estados/PRORELIT Diversos (85) Otros ingresos Resultado relacionado con el abandono de área 998 (43) (gastos) 998 (17) Otros ingresos Resarcimiento de valores - Operación Lava Jato (gastos) Otros ingresos Ganancias/(Pérdidas) com enajenación de activos (gastos) 207 (2.304) REFIS Diversos (881) (7.778) (3.218) Total (6.509) (968) (1.636) Detalle del efecto del impairment de activos e inversiones en los diversos ítems del resultado: (5.122) (419) Pérdida en el valor recuperable de los activos - Impairment (4.710) (337) (128) (54) Resultado de participaciones en inversiones (128) (5.250) (473) Impairment de activos e inversiones (4.838) (337) 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) (223) Gastos Tributarios (79) (2) (31) Gastos Financieros Intereses (6) (13) (254) Programas de Amnistías de los Estados / PRORELIT (85) Detalle del efecto de la adhesión al Programa de Recuperación de Impuestos - REFIS en los diversos ítems del resultado: (1.550) Gastos Tributarios (550) (754) Gastos Financieros Intereses (331) (2.304) REFIS (881) 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. 18

19 INFORMACIONES ADICIONALES 5. Resultado de las operaciones del Ene-Sep/2016 x Ene-Sep/2015: Prácticamente todos los ingresos y gastos de nuestras operaciones en Brasil están denominados y pagos en Reais. Cuando el real se deprecia en relación al dólar estadounidense, como lo hizo en el periodo Ene-Sep/ 2016 (una depreciación del 12%), los ingresos y gastos disminuyen cuando se traducen a dólares de los Estados Unidos. Sin embargo, la depreciación del real frente al dólar de los Estados Unidos afecta a los ítems que se mencionan a continuación de diferentes maneras. Ingresos de ventas de US$ millones, el 20% inferior al Ene-Set/2015 (US$ millones). Excluyendo los efectos de la conversión cambiaria, los ingresos por ventas disminuyeron 10% cuando se expresan en Reales, debido a: reducción del 8% en las ventas de derivados en el mercado interno, debido al menor nivel de actividad económica en Brasil, principalmente de diesel, debido y al retroceso del consumo y de oleo combustible por la menor generación térmica; reducción de la generación y del precio de energía eléctrica, resultado de la mejora de las condiciones hidrológicas; disminución del volumen de gas natural vendido en el mercado nacional debido a reducción de demanda del sector termoeléctrico; menores precios de las exportaciones de petróleo y derivados, acompañando la reducción de las cotizaciones internacionales; y menores actividades en el extranjero debido a venta de PESA, así como por la reducción del precio de venta; Estos factores fueron parcialmente compensados por mayores precios medios de derivados en el mercado de Brasil, en grande parte debido a mayores márgenes del diesel y gasolina. Costo de ventas de US$ millones, el 22% inferior al Ene-Sep/2015 (US$ millones). Excluyendo los efectos de la conversión cambiaria, los costos de ventas disminuyeron 12% cuando se expresan en Reales, debido a: menores costos de importaciones de petróleo, derivados y gas natural, debido a menor demanda en el mercado de Brasil y por el efecto de la reducción de 25% en la cotización de Brent, compensados parcialmente por una depreciación de 12% en la tasa media del real frente al dólar sobre los costos de adquisiciones; reducción de gastos de participaciones gubernamentales en Brasil, influenciados por la reducción de las cotizaciones internacionales de las commodities; y reducción de actividades en extranjero debido a venta de PESA, así como la retracción de las cotizaciones internacionales. Estos factores fueron parcialmente compensados por mayores costos con depreciación debido a reducción de las estimativas de reservas (método de unidades producidas) atenuadas por el menor saldo de activos en función de pérdidas por impairment reconocidos en él Gastos de ventas de US$ millones, el 3% superior al periodo Ene-Sep/2015 (US$ millones). Excluyendo los efectos de la conversión cambiaria, los gastos de ventas aumentaron 14% en el periodo cuando se expresan en Reales debido a la reversión de pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico en el 1T-2015 (US$ 452 millones). Gastos Tributarios de US$ 454 millones, 81% más bajo al periodo Ene-Sep/2015 (US$ millones), debido principalmente, a adhesión a el Programa de Pago Especiales de débitos tributarios (REFIS) y amnistía a tributos provinciales, en Impairment de activos de US$ millones (US$ 419 millones de Ene-Set/2015) decurrente de: (i) revisión de proyectos en la cartera de inversiones del Plano de Negocios y Gestión PNG en el horizonte de 2017 a 2021; (ii) reducción de la tasa de cambio y aumento de la tasa de descuento; y (iii) revisión del conjunto de premisas, tales como precio de Brent y tasa de cambio de medio y longo termo por la compañía. Otros gastos operacionales de US$ millones, el 77% superior al periodo Ene-Sep/2015 (US$ millones), influenciados por: gastos con el nuevo Plan de Incentivo a la Salida Voluntaria (Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário) (US$ millones). reclasificación de US$ millones de pérdidas oriundas de la depreciación cambial del peso argentino frente al dólar, antes reconocido en el Patrimonio Neto a título de ajustes acumulados de conversión CTA, debido a venta de PESA mayores gastos con paradas no programadas y gastos pre-operativos, principalmente con ociosidad de sondas (US$ 687 millones); provisión para gastos por acuerdos en acciones individuales propuestas contra Petrobras en Nueva York (US$ 364 millones); y Mayores gastos con contingencias judiciales, principalmente con procesos civiles y laborales (US$ 628 millones). Estes gastos fueron parcialmente compensados por resultado positivo relacionado a reducción del pasivo de abandono de US$ 998 millones, refletando el aumento de la tasa de descuento y de la apreciación del real frente al dólar; gano de US$ 207 millones decurrentes del resultado de la operación de venta de PESA. Gastos financieros netos de US$ millones, el 14% inferior al período de Ene-Sep/2015 (US$ millones) debido a la depreciación del real frente al dólar estadounidense. Excluyendo los efectos de la conversión cambiaria, los gastos financieros netos disminuyeron 5% cuando se expresan en Reales, debido a: menor pérdida por variación cambiaria ocasionada por: variación cambiaria del real sobre la exposición pasiva neta en dólar positiva en consecuencia de apreciación de 16,9% del real y neta de reclasificación de la variación cambiaria acumulada en el Patrimonio Neto para resultado por realización de exportaciones protegidas en el ámbito de la contabilidad de hedge. menor variación cambial negativa del real en relación al euro, debido a la reducción de la exposición pasiva neta en esta moneda; variación cambiaria negativa debido a depreciación cambial de 3,3% del dólar sobre la exposición pasiva neta en euro, comparada a la variación cambiaria positiva debido a apreciación de 8,1% en el periodo de Ene-Sep/2016; y mayor variación cambial positiva debido a apreciación de 12% del dólar sobre la exposición pasiva en libra; Acreción en los gastos financieros, reflejando: el mayor endeudamiento medio, debido a la depreciación de la cotización media del real frente al dólar; aumento de la actualización de interés sobre pasivo de abandono; y reconocimiento, en 2015, de interés sobre gastos tributarios de IOF y de IRRF. 19