INFORME AL MERCADO FINANCIERO RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL PRIMER TRIMESTRE DE 2017

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1 INFORME AL MERCADO FINANCIERO RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL PRIMER TRIMESTRE DE 2017 Derivada de los estados financieros intermedios consolidados revisados por los auditores independientes, expresados en millones dólares estadounidense, preparado en conformidad con las normas internacionales de información financiera (IFRS), emitida por el International Accounting Standards Board IASB. Principales destaques del resultado Rio de Janeiro 11 de Mayo de 2017 Ganancia neta de US$ millones en el 1T-2017, en comparación a una pérdida de US$ 318 millones en el 1T-2016, como resultado de: menores gastos con importaciones de petróleo y gas natural, debido a mayor participación del óleo brasileño en la carga procesada y mayor oferta de gas brasileño; aumento de las exportaciones, alcanzando 782 mil barriles por día (bpd), 72% encima del registrado en el 1T-2016, mayores precios medios; menores gastos con ventas, generales y administrativas en el 9% comparado al 1T-2016; y menores bajas de pozos secos o no comerciales y ociosidad de equipos. El EBITDA Ajustado * de US$ millones en el 1T-2017, 48% superior en comparación al 1T-2016, debido a menores gastos operacionales y con importaciones. El Margen EBITDA Ajustado* fue del 37% en el 1T En el 1T-2017 el Flujo de caja libre* fue positivo por el octavo trimestre consecutivo, alcanzando US$ millones, 7 veces superior al registrado en el 1T Este resultado refleja la combinación entre la mejoría de la generación operativa de la compañía y la reducción de las inversiones. El Endeudamiento bruto disminuyo el 3%, del US$ millones en el 31 de diciembre del 2016 para US$ millones en el 31 de marzo del 2017, una reducción del US$ millones. El Endeudamiento neto* redujo en el 1% (US$ millones), de US$ millones en el 31 de diciembre del 2016 para US$ millones en el 31de marzo del Además, el gerenciamiento de la deuda posibilitó un aumento en el plazo medio del endeudamiento de 7,46 años, en el 31 de diciembre del 2016, para 7,61 años, en el 31 de marzo del Reducción del índice deuda neta sobre LTM EBITDA Ajustado* de 3,76 en el 31 de diciembre del 2016, para 3,36 en el 31 de marzo del En este mismo periodo, el apalancamiento redujo de 55% para 54%. El número de empleados de la compañía en el 31 de marzo del 2017 fue de , una reducción del 17% en comparación al 1T-2016, debido al Plano de Incentivo al Desligamiento Voluntario. Principales destaques operativos La producción media de petróleo de la compañía en Brasil, en el 1T-2017, fue de mil bpd, 10% encima del registrado en el 1T La producción total de petróleo de Petrobras, en el 1T-2017, fue de mil bpd, representando un aumento del 9% en comparación con el 1T En el 1T-2017, la producción de derivados en Brasil disminuyó el 8% cuando comparada al 1T-2016, totalizando mil bpd. Las ventas en el mercado interno redujeran en el 5%, llegando a mil bpd. La compañía mantuvo su posición de exportadora neta, debido al aumento de exportaciones de petróleo y derivados en el 72% y la reducción de importaciones en el 40%, cuando comparadas al 1T Véase las definiciones del Flujo de caja libre, del EBITDA Ajustado, LTM EBITDA Ajustado, Margen EBITDA Ajustada y del Endeudamiento Neto en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones de tales ítems en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital, Reconciliación del EBITDA Ajustado, LTM EBITDA ajustados y Endeudamiento neto. 1

2 2 Para mayores informaciones: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. PETROBRAS Relaciones con inversores petroinvest@petrobras.com.br / acionistas@petrobras.com.br 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. Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre, LTM EBITDA Ajustado, EBITDA Ajustado y del Endeudamiento neto en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones de tales ítems en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital, Reconciliación del EBITDA Ajustado, LTM EBITDA Ajustado y Endeudamiento neto. 2

3 Principales ítems e indicadores económicos consolidados Primer trimestre de US$ millones x 1T17 X 4T (%) 4T16 (%) Ingresos de ventas Ganancia bruta Ganancia (pérdida) operativa Resultado financiero neto (2.465) (2.223) (11) (1.612) (53) Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de (318) Petrobras Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción 0,11 (0,02) 650 0,06 83 EBITDA Ajustado * Margen EBITDA Ajustado* (%) Margen bruto (%) Margen operativo (%) Margen neto (%) 7 (2) Gastos de capital e inversiones totales (8) (14). Exploración & Producción (15) (12). Abastecimiento (14). Gas y Energía (16). Distribución (8) 45 (49). Biocombustible 6 69 (91) Corporativo (49) 90 (70) Dólar promedio comercial de venta (R$/U.S.$) 3,15 3,90 (19) 3,30 (5) Dólar final comercial de venta (R$/U.S.$) 3,17 3,56 (11) 3,26 (3) Variación del dólar final comercial de venta (%) (2,8) (8,9) 6 0,4 (3) Selic - tasa promedio (%) Precios de los derivados básicos en el mercado interno (U.S.$/bbl) 72,42 59, ,00 8 Petróleo Brent (U.S.$/bbl) 53,78 33, ,46 9 Precio de venta - Brasil. Petróleo (U.S.$/bbl) 50,70 28, , Gas natural (U.S.$/bbl) 36,18 30, ,08 13 Precio de venta - Internacional. Petróleo (U.S.$/bbl) 46,21 41, ,44 9. Gas natural (U.S.$/bbl) 19,73 23,27 (15) 18,34 8 Volumen total de ventas (Mbbl/d) Diésel (12) 707 (1) Gasolina (4) 553 (3) Oleo combustible (30) 67 (16) Nafta GLP (3) Combustible de aviación (6) 101 Otros (8) 178 (8) Total de derivados (5) (2) Alcoholes, nitrogenados renovables y otros (11) 104 (5) Gas natural (11) 332 (4) Total mercado interno (6) (3) Exportación de petróleo, derivados y otros Ventas internacionales (47) 364 (34) Total mercado internacional Total general (1) (2) Véase la definición del EBITDA Ajustado y Margem EBITDA Ajustado en el Glosario y su respectiva reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado. 3

4 Resultados del 1T-2017 x 1T-2016 : Prácticamente todos nuestros ingresos y gastos relacionados a las actividades realizadas en Brasil son denominados y pagaderos en reales brasileños. Mientras las fluctuaciones del real afectan los ingresos y gastos de maneras distintas cuando convertidas en dólares estadounidense, estos fueron incluidos en las discusiones de operaciones apenas cuando fueran factores de cambio en nuestros resultados de las operaciones cuando comparado a periodos anteriores. En el 1T-2017, el real mediano se apreció en el 19% cuando comparado al dólar estadounidense del 1T Ganancia Bruta La ganancia bruta aumentó en 41% para US$ millones en el 1T-2017 cuando comparado al 1T-2016, motivado, principalmente, por el efecto de la diferencia cambiaria (apreciación del real brasileño en relación al dólar estadounidense), los menores costos de importación de petróleo y gas natural y mayores exportaciones de petróleo y derivados. El aumento de la participación del óleo brasileño en la carga, la mayor oferta de gas natural y la mayor participación del gas brasileño en el mix de ventas contribuyeron para los menores gastos con importación de petróleo y gas natural, así como la realización de inventarios de óleo para el aumento de exportaciones. El margen bruta alcanzó el 35%. Por otro lado, hubo retracción del 5% en las ventas de derivados en el mercado brasileño, menores ingresos con operaciones en el extranjero debido a venta de Petrobras Argentina S.A. (PESA) y de Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD) y mayores gastos con participaciones gubernamentales. Ganancia operativa La ganancia operativa fue de US$ millones en el 1T-2017, el 118% superior al 1T-2016, reflejando los efectos de diferencia cambiaria, menores gastos con personal, debido a los impactos de desligamientos de colaboradores por el programa de incentivo a él desligamiento voluntario (PIDV), los menores gastos con baja de pozos secos y/o no comerciales y disminución de ociosidad de equipos. A pesar del aumento de las exportaciones, hubo menores gastos con ventas debido a menores gastos con transporte y en las ventas en Brasil, así como reversión de provisión para pérdidas con deudores incobrables. Resultado Financiero Los gastos financieros netos de US$ millones, US$ 242 millones mayor que en el 1T-2016, motivado principalmente por los efectos de diferencia cambiaria, parcialmente compensado por menores pérdidas por diferencia cambiaria del dólar estadounidense en relación al euro. Ganancia Neta (pérdida) atribuible a los accionistas de Petrobras La compañía presentó ganancia neta a los accionistas de Petrobras de US$ millones en el 1T-2017, ante a una pérdida de US$ 318 millones en el 1T-2016, principalmente debido al aumento de exportaciones y la reducción de gastos operativos. EBITDA Ajustado El EBITDA ajustado creció en el 48% en relación al 1T-2016, alcanzando US$ millones en el 1T-2017, debido a menores gastos asociadas con importación de petróleo y gas natural y gastos operativos. El Margen EBITDA Ajustado** fue del 37% en el 1T Flujo de Caja Libre La mayor generación operacional y la reducción de inversiones resultaran en Flujo de caja libre positivo de US$ millones, 7 veces superior al registrado en el 1T *Informaciones adicionales sobre resultados operativos del 1T-2017 x 1T-2016, véase Informaciones Adicionales, ítem 4. Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre, EBITDA Ajustado y Margen EBITDA Ajustado en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital y Reconciliación del EBITDA Ajustado. 4

5 Principales Indicadores de Exploración & Producción US$ millones Primer trimestre de x 2016 (%) Ingresos de ventas Brasil En el extranjero (35) Ganancia bruta Brasil En el extranjero (24) Gastos operativos (614) (923) 33 Brasil (575) (869) 34 En el extranjero (39) (54) 28 Ganancia (pérdida) operativa (196) Brasil (265) En el extranjero (22) Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (154) Brasil (182) En el extranjero EBITDA ajustado del segmento * Brasil En el extranjero (24) Margen del EBITDA del segmento (%)* Gastos de capital del segmento (15) Petróleo Brent medio (US$/bbl) 53,78 33,89 59 Precio de venta - Brasil Petróleo (US$/bbl) 50,70 28,88 76 Precio de venta - En el extranjero Petróleo (US$/bbl) 46,21 41,59 11 Gas natural (US$/bbl) 19,73 23,27 (15) Producción Petróleo y LGN (Mbbl/día) Brasil En el extranjero (32) Producción en el extranjero no consolidada (4) Producción Gas natural (Mbbl/día ) Brasil En el extranjero (40) Producción total Lifting cost - Brasil (US$/barril) sin participación gubernamental 10,83 10,49 3 con participación gubernamental 20,38 13,43 52 Lifting cost en el extranjero sin participación gubernamental (US$/barril) 4,56 5,62 (19) Participaciones Gubernamentales - Brasil Royalties Participación Especial Retención de área Participaciones Gubernamentales - En el extranjero (40) Véase las definiciones del EBITDA Ajustado y Margen EBITDA Ajustado y reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado por área de negocio. 5

6 RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN 1T-2017 x 1T-2016 Ganancia bruta El aumento de la ganancia bruta refleja el aumento de las cotizaciones del Brent y de la producción en Brasil, parcialmente compensados por el aumento de gastos con participaciones gubernamentales. Ganancia operativa La ganancia operativa revirtió la pérdida en el 1T-2016, debido a mayor ganancia bruta y de menores gastos con baja de pozos secos y/o no comerciales y con ociosidad de equipos (buques de perforación), así como no ocurrencia de gastos con impairment en el 1T En el extranjero, la reducción de la ganancia ocurrió debido, principalmente, a la venta de Petrobras Argentina (PESA), en julio de Desempeño operativo Producción La producción de petróleo y LGN en Brasil aumentó en el 10% debido, principalmente, al aumento de producción en los campos de Lula, Sapinhoá, Golfinho, Parque das Baleias y Marlim Sul y entrada en operación de nuevos sistemas: FPSOs Cidade de Caraguatatuba (Lapa), y Cidade de Saquarema (Lula). El aumento y entrada en producción de los sistemas ya mencionados resultaran en un aumento del 10% en la producción de gas natural en Brasil. A pesar de la entrada en producción de los nuevos pozos en los campos de Saint Malo y Lucius, en los EE.UU., la producción de óleo y LGN en el extranjero redujo en el 32%. La producción de gas natural disminuyó en el 40%, debido a venta de PESA en el Lifting Cost El aumento del Lifting Cost principalmente debido a los efectos de diferencia cambiaria en los costos denominados en real brasileño y al aumento de las participaciones gubernamentales como resultado de los mayores precios del óleo. Este resultado fue parcialmente compensado por el aumento de la producción combinado a menores gastos con servicios logísticos y con personal. La producción de pré-sal aumentó, con costos unitarios inferiores, también contribuyeran para la reducción del lifting cost. En el extranjero hubo reducción del Lifting Cost debido a venta de PESA en el

7 Principales Indicadores del Abastecimiento US$ millones Primer trimestre de x 2016 (%) Ingresos de ventas Brasil (incluye operaciones de trading en el extranjero) En el extranjero (59) Eliminaciones (614) (745) 18 Ganancia bruta (34) Brasil (35) En el extranjero (16) (30) 47 Gastos operativos (675) (637) (6) Brasil (657) (611) (8) En el extranjero (18) (26) 31 Ganancia (pérdida) operativa (43) Brasil (43) En el extranjero (34) (56) 39 Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (37) Brasil (37) En el extranjero (23) (54) 57 EBITDA ajustado del segmento * (33) Brasil (33) En el extranjero (21) (38) 45 Margen del EBITDA del segmento (%)* (12) Gastos de capital del segmento Precio derivados básicos - Mercado interno (US$/bbl) 72,42 59,52 22 Importaciones (mil barriles/día) (40) Importación del petróleo (53) Importación del diésel 47 (100) Importación de gasolina (75) Importación de otros derivados (3) Exportaciones (mil barriles/día) Exportación del petróleo Exportación de derivados Exportaciones (importaciones), netas 489 (33) 1582 Indicadores Operativos del Refino - Brasil (mil barriles/día) Producción de derivados (8) Carga de referencia Factor de utilización de la refinación (%) (7) Carga fresca procesada (sin LGN) (8) Carga procesada (8) Participación del petróleo nacional en la carga procesada (%) Indicadores Operativos del Refino - En el extranjero (mil barriles/día) Carga total procesada (60) Producción de derivados (59) Carga de referencia (13) Factor de utilización de la refinación (%) (2) Costo de la refinación - Brasil Costo de la refinación (US$/barril) 3,04 2,27 34 Costo de la refinación - En el extranjero (US$ barril) 5,22 4,01 30 Volumen de Ventas (incluye ventas para BR Distribuidora y terceros) Diésel (15) Gasolina (9) Oleo combustible (24) Nafta GLP Combustible de aviación (8) Otros (6) Total de derivados mercado interno (mil barriles/día) (7) Véase las definiciones del EBITDA Ajustado y Margen EBITDA Ajustado y reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado por área de negocio. 7

8 ABASTECIMIENTO 1T-2017 x 1T-2016 Ganancia bruta La menor ganancia bruta resultó de la reducción de las márgenes de comercialización, principalmente de diésel y de gasolina, influenciada por la valorización del Brent y de óleos brasileños, y de menor volumen de ventas de derivados en el mercado brasileño. Ganancia operativa La menor ganancia operativa fue debida a la menor ganancia bruta y de los efectos de diferencia cambiaria sobre los gastos operativos, compensados, en parte, por menores gastos con ventas y tributarios. Desempeño operativo Balanza comercial La exportación neta de petróleo creció, debido a la mayor producción y a la reducción del volumen procesado en las refinerías, tanto de Brasil como importado. El menor saldo de importaciones netas de derivados, principalmente diésel y gasolina, es debida a la reducción de las ventas en el mercado brasileño y al aumento de la participación del mercado de nuestros competidores en el mercado de Brasil. Indicadores operativos del refino La carga procesada fue el 8% inferior, debido a menor demanda de derivados en el mercado brasileño y del crecimiento de las importaciones de terceros. Costos de la refinación El costo de refino fue mayor reflejando, principalmente, una disminución en la carga procesada así como mayores gastos con personal, decurrentes de los reajustes salariales concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo (ACT)

9 Principales Indicadores del Gas y Energía US$ millones Primer trimestre de x 2016 (%) Ingresos de ventas Brasil En el extranjero (95) Ganancia bruta Brasil En el extranjero 2 26 (92) Gastos operativos (282) (187) (51) Brasil (279) (183) (52) En el extranjero (3) (4) 25 Ganancia (pérdida) operativa Brasil En el extranjero (1) 21 (105) Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras Brasil En el extranjero 6 29 (79) EBITDA ajustado del segmento * Brasil En el extranjero 25 (100) Margen del EBITDA del segmento (%)* Gastos de capital del segmento Indicadores físicos y financieros - Brasil Ventas de electricidad (ACL) - MW promedio (12) Ventas de electricidad (ACR) - MW promedio (4) Generación de electricidad - MW promedio (29) Precio de liquidación de las diferencias (PLD) - US$/MWh Importaciones de gas natural licuado (mil barriles/día) (78) Importaciones de gas natural (mil barriles/día) (39) Véase las definiciones del EBITDA Ajustado y Margen EBITDA Ajustado y reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado por área de negocio. 9

10 GAS Y ENERGÍA 1T-2017 x 1T-2016 Ganancia bruta La mayor ganancia bruta refleja la reducción de los costos de adquisición, principalmente debido a la menor importación de gas natural y GNL. Además, a pesar de la menor demanda del sector termoeléctrico, los ingresos de gas natural aumentaran debido al efecto de la diferencia cambiaria. Ganancia operativa El aumento de la ganancia operacional se llevó a cabo por el aumento de la ganancia bruta, así como por menores gastos de ventas, tributarios y mayores ingresos con contratos de take or pay, a pesar de mayor provisión para pérdidas con procesos judiciales. Desempeño operativo Indicadores físicos y financieros Hubo reducción de ventas de gas natural, principalmente debido a menor demanda termoeléctrica del periodo, resultando en reducción en la importación de GNL y gas boliviano. 10

11 Principales Indicadores de Distribución US$ millones Primer trimestre de x 2016 (%) Ingresos de ventas Brasil En el extranjero (58) Ganancia bruta (1) Brasil En el extranjero (64) Gastos operativos (313) (508) 38 Brasil (296) (448) 34 En el extranjero (17) (60) 72 Ganancia (pérdida) operativa 178 (12) Brasil 166 (32) 619 En el extranjero (40) Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras 118 (6) Brasil 110 (24) 558 En el extranjero 8 18 (56) EBITDA ajustado del segmento * Brasil 201 (5) En el extranjero (45) Margen del EBITDA del segmento (%)* 3 3 Gastos de capital del segmento (8) Participación del Mercado - Brasil 29,8% 32,4% (2,6) Volumen de ventas - Brasil (mil barriles/día) Diésel (9) Gasolina (3) Oleo combustible (30) Combustible de aviación (1) Otros (20) Total de derivados mercado interno (10) Véase las definiciones del EBITDA Ajustado y Margen EBITDA Ajustado y reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado por área de negocio. 11

12 DISTRIBUCIÓN 1T-2017 x 1T-2016 Ganancia bruta La ganancia bruta se mantuvo prácticamente estable en dólar estadounidense, reflejando el efecto de la diferencia cambiaria. En real brasileño, la reducción de la ganancia bruta reflejó el menor volumen de ventas debido al menor nivel de actividad económica en Brasil y reducción de la participación del mercado. Ganancia operativa La ganancia operativa creció, reflejando las pérdidas en el 1T-2016 con cuentas por cobrar del sector eléctrico y con procesos judiciales. Desempeño operativo Participación del Mercado - Brasil La reducción de la participación del mercado se explica principalmente por la reducción de ventas al sector de térmicas (42%) y por la manutención de la política de preservación de margines de comercialización, priorizando la estrategia de maximización de rentabilidad de la Compañía. Además, hubo una mayor participación de players regionales, asociado con una disminución del mercado consumidor. 12

13 Liquidez y Recursos de Capital Primer trimestre de T-2016 Disponibilidades ajustadas* al início del período Títulos públicos federales y time deposits con vencimientos superiores a 3 meses al início del (784) (779) (783) 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 (2.626) (3.713) (2.094) Inversiones en segmentos de negócio (3.134) (3.818) (3.580) Venta de activos (desinversiones) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (88) (=) Flujo de efectivo neto Financiaciones y préstamos, netos (6.751) (4.477) (5.334) Captaciones Amortizaciones (10.893) (6.322) (11.735) Dividendos pagados a los accionistas no controlantes (73) Participación de accionistas no controlantes (41) Recibo por la venta de participación, sin pérdida de control Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo (113) 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 (3.134) (3.818) (3.580) Flujo de caja libre* Al 31 de marzo del 2017, el saldo de efectivo y equivalentes de efectivo fue de US$ millones y la balanza de caja y caja equivalente totalizaban US$ millones. Las principales aplicaciones de recursos en el 1T-2017 fueron destinadas al cumplimiento del servicio de la deuda 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 de US$ millones fue principalmente motivada por los mayores márgenes de derivados, reducción de los gastos de importaciones de petróleo y gas natural, mayor participación del petróleo nacional en la carga procesada, así como por el aumento en la exportación de petróleo y derivados con mayores precios. Estos efectos fueron compensados parcialmente por la disminución de ventas en Brasil y por mayores gastos con participaciones gubernamentales. Las inversiones en los negocios de la Compañía fueron de US$ millones en el 1T-2017 (81% en el área de exploración y producción), un retroceso del 18% con relación al 1T El flujo de caja libre* fue positivo en US$ millones en el 1T-2017, 7 veces mayor que el 1T De enero a marzo del 2017, la Compañía elevó US$ millones. Estos recursos fueran elevados principalmente a través de transacciones en el mercado de capitales y utilizado para la renovación de la deuda y pago de interés. Bonos fueron ofertados en el mercado internacional de capitales (Global Notes) por el valor de US$ 4,00 mil millones y con vencimientos de 5 y 10 años, que sumados a recursos de caja de la compañía fueron utilizados para recompra de títulos (Tender offer) en la monta de US$ 5,58 mil millones de Global Notes Petrobras. La Compañía también llevó a cabo operación de pago anticipado con el BNDES, añadiendo US$ 0,75 mil millones y operación estructurada en la monta de US$ 0,13 mil millones. Las amortizaciones de intereses y capital principal sumaron US$ millones en el 1T-2017 y el flujo nominal (visión caja) del capital principal e intereses de las financiaciones, por vencimiento, se presentan en US$ millones, a continuación: Vencimiento adelante Principal Interés Total 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 el 31 de marzo del 2017, el endeudamiento bruto del Sistema Petrobras disminuyó el 3% en relación al 31 de diciembre del El endeudamiento neto en dólar estadounidense se redujo el 1%, principalmente como resultado de pago de principal e interés. Los endeudamientos de corto y largo plazo incluyen Arrendamientos Mercantiles Financieros en la suma de US$ 21 millones y US$ 230 millones en el 31 de marzo del 2017, respectivamente (US$ 18 millones y US$ 226 millones en el 31 de diciembre del 2016). En 31 de marzo del 2017, el plazo medio de vencimiento de la deuda fue de 7,61 años (7,46 años en 31 de diciembre de 2016). El índex deuda neta sobre LTM EBITDA Ajustado* retrocedió de 3,76, en el 31 de diciembre del 2016, para 3,36, en el 31 de marzo del 2017, debido a la reducción del endeudamiento y el aumento del LTM EBITDA Ajustado* Δ% Endeudamiento corto plazo Endeudamiento largo plazo (4) Total (3) Efectivo y equivalentes al efectivo (9) Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) Disponibilidades ajustadas * (8) Endeudamiento neto * (1) Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 54% 55% (1) Pasivo total neto * (Capital de terceros neto / pasivo total neto) 64% 66% (2) Índice de endeudamiento neto/ebitda ajustado * 3,36 3,76 (11) Plazo promedio del endeudamiento (años) 7,61 7,46 0,15 US$ millones Δ% Informaciones resumidas sobre financiaciones Por tasa Referenciado al tipo variable (1) Indexado a tipo fijo (5) Total (3) Por moneda Reales Dólares Estadunidenses (4) Euro (11) Otras monedas Total (3) Por vencimiento (17) (14) (15) 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. Reconciliación del EBITDA Ajustado Nuestro EBITDA Ajustado es una medida de performance computada utilizando el EBITDA (ganancia neta antes de los ingresos (gastos) financieros netos, impuestos sobre la renta, depreciación, agotamiento y amortización) ajustado por ítems no considerados como parte del negocio principal de la compañía, que incluyen participación en ganancias en inversiones contabilizadas por equidad, impairment de activos y reversiones, efectos cambiales acumulados de conversión (CTA), reclasificados para resultado y ganancias y pérdidas en baja de activos. En el 2016, la compañía revisó la presentación del EBITDA ajustado para mejor reflejar la visión de los administradores cuanto a la formación del resultado de las actividades corrientes de la compañía, llevando en cuenta, también ajustes de efectos cambiarios cumulados de conversión (CTA) reclasificados a resultado y el resultado de enajenación y baja de activos. Los valores de fechas anteriores están actualizados para efectos de comparación. 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 Primer trimestre de x 1T17 X 4T (%) 4T16 (%) Ganancia (pérdida) neta (97) (1.678) Resultado financiero neto Impuestos a las ganancias (1) Depreciación, agotamiento y amortización EBITDA Resultado de participaciones en inversiones (195) (99) (150) Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment (7) 75 (109) (101) Ajuste acumulado de conversión Resultado con enajenación/baja de activos (560) (107) EBITDA ajustado Margen del EBITDA ajustado (%) LTM EBITDA Ajustado US$ millones Últimos 12 meses (LTM) hasta Ganancia (pérdida) neta (2.721) (4.349) Resultado financiero neto Impuestos a las ganancias Depreciación, agotamiento y amortización EBITDA Resultado de participaciones en inversiones Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment Ajuste acumulado de conversión Resultado con enajenación/baja de activos (281) (293) EBITDA ajustado

16 INFORMACIONES ADICIONALES 2. Hedge Flujo de Efectivo sobre Exportaciones* 3 US$ millones Período Ene - Mar x 2016 (%) 4T T17 X 4T16 (%) Variación Monetaria y Cambiaria Total (70) Variación Cambiaria Diferida registrada en el Patrimonio Neto (1.736) (5.630) (692) Reclasificación del Patrimonio Neto para el Resultado (774) (742) (4) (730) (6) Variación Monetaria y Cambiaria, Netas (872) (878) 1 (117) (645) La reclasificación de gastos de variación cambiaria del patrimonio neto para el resultado en el 1T-2017 creció en el 6%, comparado al 4T-2016 en dólares estadounidense, y fue mantenida prácticamente inalterada sin los efectos de diferencia cambiaria, una vez que no ocurrieran reclasificaciones anticipadas de gasto con variación cambiaria del patrimonio neto para resultado debido al valor de exportaciones planeadas que dejaran de ser proyectadas / realizadas. Alteraciones de expectativas de realización de precios y volúmenes de exportación en futuras revisiones de los planes de negocios pueden venir a determinar la revocación de relación de hedge o necesidad de reclasificaciones adicionales de variaciones cambiarias acumuladas del patrimonio neto para resultado. Un análisis de sensibilidad en un escenario de stress con un precio del petróleo Brent menor en US$ 10/barril, cuando comparado al que se consideró en la última revisión del PNG , indicaría la necesidad de reclasificación de aproximadamente US$ 0,6 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 del 2017, es el siguiente: Consolidado Expectativa de realización (3.927) (4.741) (1.153) (2.909) (1.419) (624) (618) 782 (14.609) 2024 a 2027 Total Véase información de la notificación formal de CVM en la nota 5 de las Informaciones Trimestrales (ITR) para el periodo terminado en el 31 de marzo del

17 INFORMACIONES ADICIONALES 3. Ítems especiales Ene-Mar US$ millones Ítem del Resultado 4T-2016 (205) (76) (Pérdidas)/Ganancias con contingencias judiciales Otros ingresos (gastos) 474 (37) Ajustes Acumulados de Conversión - CTA Otros ingresos (gastos) (29) (13) Programas de Amnistías de los Estados/PRORELIT Otros ingresos (gastos) (32) Resarcimiento de valores - Operación Lava Jato Otros ingresos (gastos) 62 Resultado relacionado con el abandono de área Diversos Ganancias/(Pérdidas) com enajenación de activos Otros ingresos (gastos) (13) (75) Impairment de activos e inversiones Diversos (1.125) 35 (139) Pérdidas com cuentas a cobrar del sector eléctrico Gasto de ventas (8) 87 Plan de incentivo a la salida voluntaria Otros ingresos (gastos) (121) REFIS Diversos (132) (303) Total 741 Detalle del efecto del impairment de activos e inversiones en los diversos ítems del resultado: 7 (75) Pérdida en el valor recuperable de los activos - Impairment (1.071) (20) Resultado de participaciones en inversiones (54) (13) (75) Impairment de activos e inversiones (1.125) 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 (26) (2) Gastos Financieros Intereses (6) (13) Programas de Amnistías de los Estados / PRORELIT (32) Estos ítems adicionales están relacionados con el negocio de la compañía y con base en el juicio de la Administración fueron destacados como información complementaria para mejor entendimiento y evaluación del resultado de la compañía. Dichos ítems no ocurren necesariamente en todos los períodos y se divulgan cuando son relevantes. 17

18 INFORMACIONES ADICIONALES 4. Resultado de las operaciones del 1T-2017 x 1T-2016: Prácticamente todos los ingresos y gastos de nuestras operaciones en Brasil están denominados y pagos en Reales. A pesar de las fluctuaciones del real afectar los ingresos y gastos de maneras distintas cuando convertidos para el dólar, apenas incluimos estas fluctuaciones en las discusiones de los resultados de operaciones cuando estas son factores contribuyentes para cambiar el resultado de nuestras operaciones cuando comparadas a periodos anteriores. En el 1T-2017, el real mediano deprecio el 19% en relación al dólar estadounidense cuando comparado al 1T Ingresos de ventas de US$ millones en el 1T-2017, el 21% superior (US$ millones) cuando comparado al US$ millones en el 1T- 2016, ocasionados por: aumento de los ingresos en el mercado interno (US$ millones), reflejando: o mayor ingreso en venta de derivados (US$ millones), reflejando los mayores precios medios de diésel y gasolina cuando expresado en dólar estadounidense, los impactos de los aumentos en los precios internacionales sobre nafta, oleo combustible, así como el aumento del precio del GLP a granel del 12,3% desde el 07 de diciembre del Estos efectos fueron parcialmente compensados por la disminución del 5% en el volumen de venta de derivados; o ingresos de gas natural aumentaran en US$ 49 millones, como resultado de mayores precios cuando expresos en dólar estadounidense, a pesar de menor demanda termoeléctrica; y o los ingresos del sector eléctrico, principalmente derivados de generación, se mantuvieran prácticamente estables (US$8 millones), debido al efecto de variación cambiaria, compensadas significativamente por el impacto de la mejoría de las condiciones hidrológicas en Brasil. mayores ingresos de exportaciones (US$ millones), por mayor volumen, principalmente de petróleo, debido a menor demanda en el mercado de Brasil, combinada con mayor producción en Brasil, así como por mayores precios de petróleo y de derivados, siguiendo el aumento de las cotizaciones internacionales; y menores ingresos de actividades en el extranjero (US$ 602 millones) debido a la desinversión de las subsidiarias Petrobras Argentina S.A. (PESA) e en Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD); y Los ingresos de ventas fueran significativamente afectados cuando expresos en dólar estadounidense. En el 1T-2017, los ingresos de ventas disminuyeran en el 3% cuando expreso en real brasileño (la moneda funcional principal del grupo Petrobras) y comparado al 1T Estos efectos de diferencia cambiaria totalizaran US$ millones, impactando cada componente en maneras distintas: Costo de ventas de US$ millones en el 1T-2017, un aumento del 12% (US$ millones) comparado al US$ millones del 1T-2016, reflejando: los efectos de la diferencia cambiaria aumentaran el costo de ventas cuando expresos en dólares estadounidense, reflejando la apreciación de real brasileño medio; mayor participación gubernamental, como resultado de mayores precios internacionales; y mayor volumen de exportación de petróleo. Estos efectos fueran parcialmente compensados por: Menores gastos de importación de gas natural y petróleo, debido a retracción de la actividad económica, menor participación de derivados en el mercado de Brasil y reducción de demanda del sector termoeléctrico, así como por mayor participación del gas brasileño en el mix de ventas y del óleo brasileño en las cargas de refinerías; reducción de costos asociados a actividades en extranjero debido, principalmente, a la venta de Petrobras Argentina S.A. (PESA) y de Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD); y menores gastos con depreciación en la producción de petróleo, influenciados por el efecto de las provisiones de impairment en el año de Costos de ventas fueran significativamente afectados cuando expresos en dólar estadounidense. En el 1T-2017, los gastos de ventas disminuyeran el 10% cuando expresados en reales brasileños y comparados al 1T Estos efectos totalizaran US$ millones, impactando cada componente en maneras distintas. Gastos de Ventas de US$ 760 millones en el 1T-2017, una disminución del 21% (US$199 millones) comparado al US$ 959 millones en el 1T-2016, principalmente debido a: menores gastos con transporte, debido a la retracción del volumen de ventas en el mercado de Brasil; efecto de la venta de Petrobras Argentina S.A. (PESA) y de Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD); y reversión de provisión para créditos de liquidación dudosa del sector eléctrico en el 1T-2017, comparada a constitución de provisión para impairment similares reconocida en el 1T Gastos generales y administrativos de US$ 733 millones en el 1T-2017, el 8% superior (US$ 55 millones) cuando comparado al 1T-2016 (US$ 678 millones), reflejando principalmente los efectos de la diferencia cambiaria, que aumentaran los gastos generales y administrativos cuando expresos en dólar estadounidense. Estos efectos fueron parcialmente compensados por menores gastos con personal, principalmente, por el impacto de la descontinuación de empleados por el PIDV 2014/2016 y con servicios externalizados. Gastos generales y administrativos fueran significativamente afectados cuando expresos en dólar estadounidense. En el 1T-2017, gastos generales y administrativos disminuyeran en el 13%, cuando expresos en reales brasileños y comparados al 1T Estos efectos añadieran US$ 143 millones, afectando cada componente en maneras distintas. Costos exploratorios del US$ 94 millones en el 1T-2017, el 68% inferior (US$ 199 millones) comparado al US$ 293 millones en el 1T-2016, debido, principalmente, a los menores gastos con bajas de pozos secos y/o sub-comerciales. 18

19 Otros gastos operacionales netos de US$ millones en el 1T-2017, un aumento del 14% (US$ 148 millones) cuando comparado al US$ millones del 1T-2016, especialmente por: mayores gastos con pensión y beneficios médicos de jubilados (US$ 170 millones), debido a reversión de descuento sobre una mayor obligación actuarial neta; mayores pérdidas en procesos legales, administrativos y arbitrales (US$ 106 millones) cuando expresos en dólar estadounidense; ajustes cumulados de conversión negativos revertidos del patrimonio neto para resultado debido a desinversiones en activos en el 1T (US$ 37 millones); menores gastos con paradas no programadas, principalmente debido a ociosidad de equipos (US$ 93 millones); y reversión de gastos con el Programa de Incentivo a la Descontinuación Voluntaria (PIDV), debido a cancelación de participación de algunos participantes (US$ 87 millones); Otros gastos netos fueran significativamente afectados cuando expresos en dólar estadounidense. En el 1T-2017, otros gastos netos disminuyeran en el 9% cuando expresos en reales brasileños y comparados al 1T Estos efectos añadieran US$ 243 millones, afectando cada componente en maneras distintas. Gastos financieros netos de US$ millones en el 1T-2017, el 11% superior cuando comparado al 1T-2016 (US$ millones), debido a: mayores gastos financieros (US$ 318 millones), reflejando: (i) efectos de la diferencia cambiaria, que aumentaran los gastos financieros cuando expresadas en dólar estadounidense, reflejando la apreciación del real brasileño; (ii) aumento en gastos financieros en el extranjero, resultado de la recompra de bonos a través de la subsidiaria integral Petrobras Global Finance B.V. (PGF), en el Enero 2017, parcialmente compensados por la apreciación del real brasileño medio; (iii) mayores interés capitalizados, debido principalmente por el aumento de la balanza de trabajos en progreso y mayor tasa de capitalización, parcialmente compensada por una menor tasa de conversión en el 2017; y (iv) Pagos de deuda en avanzo durante el 4T-2016, reduciendo los gastos financieros en el 1T Variación cambiaria y monetaria prácticamente estable en el 1T-2017 (menor en US$ 6 millones), ocasionada por: (i) efecto de la diferencia cambiaria, que aumentaran los costos de variación cambiaria y monetaria cuando expresas en dólar estadounidense, reflejando la apreciación de real brasileño medio; (ii) menor impacto de la depreciación del dólar sobre la exposición pasiva neta en euro en el 1T-2017, comparada al 1T-2016; (iii) mayor variación cambiaria positiva de la exposición positiva en dólar sobre el real en el 1T-2017 (apreciación de real brasileño), neta de reclasificación de la variación cambiaria acumulada en el patrimonio neto para resultado por la realización de exportaciones protegidas en el ámbito de la contabilidad de hedge; (iv) variación cambiaria negativa debido a la depreciación del 1,2% del dólar sobre la exposición pasiva neta en libra, comparada a variación cambiaria positiva debido a apreciación cambiaria del 3,0% en el 1T-2016; y (v) reducción de la exposición real x euro, debido a liquidación de préstamos entre compañías del sistema Petrobras. Gastos financieros netos fueran significativamente afectados cuando expresos en dólar estadounidense. En el 1T-2017 los gastos financieros netos disminuyeran en el 11% cuando expresos en reales brasileños y cuando comparados al 1T Estos efectos de diferencia cambiaria alcanzaran el US$ 482 millones, afectando cada componente en maneras distintas. Gastos con Impuestos de renda y contribución social del US$ 737 millones en el 1T-2017, comparado al US$ 57 millones en el 1T-2016, debido, principalmente, a los resultados contabilizados en el ejercicio, como se detalla en la nota explicativa 19.4 de las Informaciones Trimestrales (ITR). 19

20 ESTADOS CONTABLES Estado del Resultado - Consolidado 4 Primer trimestre de T-2016 Ingresos de ventas Costo de ventas (14.174) (12.616) (14.477) Ganancia bruta Gastos de ventas (760) (959) (926) Gastos generales y administración (733) (678) (894) Gastos de exploración (94) (293) (428) Gastos con investigación y desarrollo (107) (129) (99) Otros gastos por impuestos (92) (139) (260) Otros gastos, netos* (1.239) (1.091) (742) (3.025) (3.289) (3.349) Ganancia (pérdida) operativa Ingresos financieros Gastos financieros (1.890) (1.572) (1.737) Variaciones cambiarias y monetarias (872) (878) (117) Resultado financiero neto (2.465) (2.223) (1.612) Resultado de participaciones en inversiones (387) Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias (40) Impuestos a las ganancias (737) (57) (748) Ganancia (pérdida) neta (97) 830 Ganancia (pérdida) neta atribuible a: Accionistas de Petrobras (318) 754 Accionistas no controlantes (97) 830 Incluye Impairment (reversión del US$ 21 millones en el 1T-2017 y gastos de US$ 75 millones en el 1T-2016 y US$ millones en el 4T-2016). 20

21 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 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 (25.729) (30.322) Participación de los accionistas no controlantes Total de pasivos y patrimonio neto