RESULTADOS DEL CUARTO TRIMESTRE DE 2014

RESULTADOS DEL CUARTO TRIMESTRE DE 2014 Rio de Janeiro 22 de abril de 2015 Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados del 4T-2014 y del ejercicio 2014 completo auditados por los auditores independientes, expresados en millones de dólares estadounidenses, preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (International Financial Reporting Standards (IFRS)) emitidas por el International Accounting Standards Board (IASB). La Compañía publicó hoy los estados financieros intermediarios del 3T-2014 y del periodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014 revisados por los auditores independientes de la Compañía. Dichos estados financieros intermedios, así como la información de este comunicado sobre los resultados de la Compañía del 3T-2014, sustituyen la información no revisada en reales que la Compañía divulgó el 28 de enero de 2015. La pérdida de US$ 7.367 millones de 2014 resultó de cargos por deterioro por US$ 16.823 millones. Las bajas de sobrepagos incorrectamente capitalizados por US$ 2.527 millones fueron reconocidas en el 3T-2014 relativa al esquema de pagos indebidos descubierto por las investigaciones de la Operación Lava Jato (abajo referida como bajas de sobrepagos incorrectamente capitalizados). Principales eventos 2014 2013 4T-2014 3T-2014 4T14 vs. 3T14 (%) 4T-2013 (7.367) 11.094 (166) Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (9.722) (2.150) 352 2.760 2.669 2.539 5 Total de producción interna e internacional de crudo y gas natural (Mbbl/d) 2.799 2.746 2 2.534 24.966 29.426 (15) EBITDA ajustado 7.881 3.730 111 6.832 La Compañía registró una pérdida de US$ 9.722 millones en el 4T-2014, principalmente debido al siguiente evento principal: Cargos por deterioro antes de impuestos por US$ 16.695 millones (US$ 12.081 millones después de impuestos), principalmente relacionados con los siguientes activos: i) Refinerías en Brasil (US$ 11.662 millones), resultado de pruebas en la segunda unidad de refinación de la refinería Abreu e Lima (RNEST) y Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro (COMPERJ) individualmente a efectos de deterioro debido a la posposición de estos proyectos por un largo período como resultado de las medidas de la Compañía para preservar efectivo y de las implicaciones de los proveedores de la Compañía de la investigación referentes a Lava Jato. Los cargos por deterioro son atribuibles principalmente a deficiencias de planificación de proyectos, a la utilización de una tasa de descuento más alta (que incluía una prima de riesgo relacionada a la visión independiente de los activos), al impacto de un atraso en las entradas futuras de efectivo previstas y a la menor proyección de crecimiento económico; ii) Activos relacionados con la exploración y producción de petróleo crudo y gas natural (US$ 3.766 millones) atribuibles a menores precios internacionales del crudo; y iii) activos petroquímicos (US$ 1.121 millones) como resultado de reducción de demanda y menores márgenes. Además, la Compañía tuvo los siguientes eventos principales para el 4T-2014: Aumento de los precios del diesel (5%) y la gasolina (3%) el 7 de noviembre de 2014. Mayor producción interna de crudo y GNL (aumento de 3%: 60 mil barriles/día) debido al ramp-up de las plataformas P-55, P-62 y P-58, y al ramp-up de los FPSO Cidade de São Paulo y Cidade de Paraty, así como a la entrada en producción de los FPSO Cidade de Mangaratiba y Cidade de Ilhabela. La Compañía alcanzó un récord de producción mensual de crudo de 666 mil barriles por día en el pre-sal en diciembre de 2014. Ganancia de US$ 1.304 millones sobre la venta de la participación de la Compañía en Petrobras Energia Peru S/A, con un aumento de US$ 2.643 millones efectivo y equivalentes de efectivo. Información del 3T-2014 y del período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2014 se detalla en Información Adicional. Comentarios del Presidente... Página 2 Nota sobre la Operación Lava Jato... Página 3 Hitos Financieros y Operativos... Página 7 Información Adicional del 3T-2014. Página 28 1

Comentarios del Presidente Sr. Aldemir Bendine Estimados Accionistas e Inversores: Con la publicación de los resultados de 2014 auditados, Petrobras ha logrado superar una importante barrera tras un esfuerzo colectivo que pone de manifiesto nuestra capacidad de superación de desafíos en circunstancias adversas. Esta experiencia me ha dado aún más confianza de que trataremos las cuestiones estratégicas que enfrentamos referentes al plan de negocios de la Compañía de una manera eficiente que cree valor para la Compañía. Hemos desarrollado una metodología para estimar los sobrepagos incorrectamente capitalizados relacionados con el esquema de pagos descubierto por las investigaciones de la Operación Lava-Jato. Las bajas relacionadas con dichos sobrepagos incorrectamente capitalizados fueron reconocidas en el tercer trimestre de 2014. Además, los cambios en el contexto de negocios de Petrobras, incluyendo la baja de los precios del petróleo, la apreciación del dólar estadounidense y la necesidad de reducir nuestro nivel de endeudamiento estimularon una revisión de las perspectivas futuras de la Compañía y, por consiguiente, llevaron a la reducción del ritmo de inversiones de la Compañía. Como resultado de ello, la Compañía decidió posponer la conclusión de algunos activos y proyectos incluidos en su Plan de Negocio y Gestión 2014-2018. Estas posposiciones generaron impactos en las pruebas de deterioro y reconocimos cargos por deterioro en el cuarto trimestre de 2014. Concluida la publicación de nuestros estados financieros, nos concentraremos en los desafíos a mediano y largo plazo. Estamos desarrollando un nuevo plan de negocio en el que incorporaremos suposiciones financieras que reflejen las condiciones actuales de la industria del petróleo. Estamos revisando nuestros planes de inversiones para darle prioridad a las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, que es nuestro segmento más rentable. Nos estamos concentrando en construir un plan sostenible desde la perspectiva del flujo de efectivo y considerando los efectos potenciales en nuestra cadena de suministros y, por consiguiente, en nuestra curva de producción. Me gustaría terminar este mensaje enfatizando mi fuerte convicción de que Petrobras es y continuará siendo una Compañía rentable y eficiente, que ha hecho mejoras sustanciales en su gobernanza corporativa y aumentado su dedicación para generar rentabilidad para sus accionistas e inversores. Aldemir Bendine, Presidente 2

NOTA SOBRE LA OPERACIÓN LAVA JATO La nota a continuación da un resumen general de la Operación Lava Jato y su impacto en la Compañía. Para una descripción más detallada, véase la nota 3 de los estados financieros consolidados auditados de la Compañía del período finalizado el 31 de diciembre de 2014. La Operación Lava Jato y sus reflejos en la Compañía En el tercer trimestre de 2014, la Compañía dio de baja US$ 2.527 millones de costos capitalizados referentes a valores que Petrobras sobrepagó por la adquisición de activo fijo en ejercicios anteriores. Según los testimonios obtenidos en el ámbito de las investigaciones penales conducidas por las autoridades brasileñas que se tornaron públicos a partir de octubre de 2014, altos ejecutivos de Petrobras conspiraron con contratistas, proveedores y otros de 2004 hasta abril de 2012 para establecer e implementar un cartel ilegal que sistemáticamente sobrefacturaba a la Compañía con relación a la adquisición de activo fijo. Dos directores y un gerente ejecutivo de Petrobras estaban involucrados en este esquema de pagos, ninguno de los cuales tiene afiliación con la Compañía desde abril de 2012; a continuación serán denominados ex-empleados de Petrobras. Los sobrepagos fueron utilizados para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros servidores públicos, personal de contratistas, exempleados de Petrobras y otros involucrados en el esquema de pagos. La propia Compañía no efectuó los pagos indebidos, que fueron efectuados por los contratistas y proveedores y por intermediarios por cuenta de los contratistas y proveedores. Petrobras cree que los valores de los sobrepagos de acuerdo con este esquema de pagos no deberían haber sido incluidos en el costo histórico de su activo fijo. Sin embargo, Petrobras no puede identificar específicamente individualmente los pagos contractuales que incluyen sobrepagos ni el período de reporte en el cual ocurrieron los sobrepagos. Por lo tanto, Petrobras desarrolló una metodología para estimar el valor total que sobrepagó de acuerdo con el esquema de pagos para determinar el valor de la baja representando la sobrevaloración de sus activos como resultado de sobrepagos usados para financiar pagos indebidos. Histórico A lo largo del año 2014, las investigaciones de la Operación Lava Jato, dirigidas por el Ministerio Público Federal de Brasil, descubrieron un amplio esquema de pagos que involucraba una amplia variedad de participantes, incluyendo los ex-empleados de Petrobras. En base a la información disponible para Petrobras, el esquema de pagos involucraba un grupo de 27 compañías que, entre 2004 y abril de 2012, confabuló para obtener contratos con Petrobras, sobrefacturar a la Compañía de acuerdo con esos contratos y utilizar el sobrepago recibido de acuerdo con los contratos para financiar pagos indebidos a partidos políticos, políticos elegidos u otros servidores públicos, personal de contratistas, ex-empleados de Petrobras y otros involucrados en el esquema. Petrobras se refiere a este esquema como el esquema de pagos y a las compañías involucradas en el esquema como miembros del cartel. Además del esquema de pagos, la investigación señaló casos específicos en los que otras compañías también cobraban costos adicionales y supuestamente usaban estos valores para financiar pagos a ciertos ex-empleados de Petrobras, incluyendo un ex-director del área Internacional. Dichas compañías no son miembros del cartel y actuaban individualmente. Como se anunció el 28 de enero de 2015, la Compañía consideró si podría desarrollar un cálculo sustituto para cuantificar los errores que deberán ser corregidos. El sustituto propuesto involucraría determinar el valor razonable de cada activo afectado (medido individualmente) y estimar el valor de sobrefacturaciones por parte de contratistas y proveedores como la diferencia entre el valor razonable de cada activo afectado y su valor contable. La diferencia entre el valor razonable y el valor contable estaría atribuida conceptualmente a pagos indebidos. Sin embargo, después de haber medido la diferencia, la Compañía concluyó que el déficit entre el valor razonable y el valor contable de los activos fue significativamente mayor que cualquier estimativa razonable de los pagos indebidos descubiertos en el contexto de la investigación de la Operación Lava Jato. Los déficits de valor razonable se originan no principalmente en pagos indebidos, sino en diferentes fuentes (ambas relacionadas con el método de medición del valor razonable y con cambios en el contexto de negocios), incluyendo: el valor razonable de los activos se midió individualmente y no consideró el valor que sería agregado a los activos al utilizarlos de forma integrada; la tasa de descuento utilizada por los valuadores consideró una prima de riesgo relativa a la adquisición de un único activo por un tercero dentro de un mercado altamente concentrado en un único player de gran escala (Petrobras).; cambios en variables económicas y financieras (tasas de cambio, tasa de descuento, medidas de riesgo y costo de capital); cambios en estimativas de precios y márgenes de insumos; cambios en proyecciones de precios, márgenes y demanda de productos vendidos a la luz de cambios recientes en las condiciones de mercado; cambios en precios de equipos e insumos, salarios y otros costos correlacionados; el impacto de requisitos de contenido local; y deficiencias en la planificación de proyectos (especialmente en las áreas de Ingeniería y Abastecimiento). Por lo tanto, la Compañía concluyó que utilizar el valor razonable como sustituto para ajustar su activo fijo no habría sido apropiado. 3

Abordaje adoptado por la Compañía para ajustar su activo fijo por sobrepagos La información disponible para la Compañía es generalmente consistente con respecto a la existencia del esquema de pagos, las compañías involucradas en el esquema de pagos, los ex-empleados de Petrobras involucrado en el esquema de pagos, el período durante el cual el esquema de pagos operó, y los valores máximos involucrados en el esquema de pagos relativo a los valores contractuales de contratos afectados. Debido a la impracticabilidad de identificar períodos y valores específicos para los sobrepagos de la Compañía, la misma consideró toda la información disponible (como se describió anteriormente) para cuantificar el impacto del esquema de pagos y desarrolló una metodología de estimativa para servir como representación para el ajuste que debería hacerse a activo fijo usando los cinco pasos descriptos a continuación: Identificar contrapartes contractuales: la Compañía listó todas las compañías identificadas en las declaraciones públicas y utilizando la información la Compañía identificó a todos los contratistas y proveedores que fueron así identificados o fueron consorcios que incluían entidades así identificadas. Identificar el período: la Compañía concluyó de los testimonios que el esquema de pagos estuvo operando de 2004 hasta abril de 2012. Identificar contratos: la Compañía identificó todos los contratos celebrados con las contrapartes identificadas en el paso 1 durante el período identificado en el paso 2, que incluyó contratos complementarios cuando el contrato original fue celebrado entre 2004 y abril de 2012. Identificó todo el activo fijo relacionado con dichos contratos. Identificar pagos: la Compañía calculó los valores contractuales totales de acuerdo con los contratos identificados en el paso 3. Aplicar un porcentaje fijo a los valores de los contratos: la Compañía estimó el sobrepago total aplicando un porcentaje indicado en las declaraciones (3%) a los valores totales para contratos identificados. En el caso de sobrepagos atribuibles a no miembros del cartel, sin relación con el esquema de pagos, la Compañía incluyó la baja para sobrepagos incorrectamente capitalizados los valores específicos de pagos indebidos o porcentajes de valores de contratos, como se describió en las declaraciones, que fueron utilizados por esos proveedores y contratistas para financiar pagos indebidos. Junto con la baja para reducir el valor contable de ciertos activos fijos, el impacto en el período actual incluye bajas de créditos fiscales (IVA e impuestos correlacionados) y la provisión para créditos aplicada en períodos anteriores con respecto a activo fijo cuyo valor se ha reducido, así como la reversión de depreciación de activos afectados comenzando en la fecha que entraron en operación. Conforme a lo ya descripto, las declaraciones no suministran suficiente información para permitir que la Compañía determine el período específico durante el cual la Compañía hizo sobrepagos específicos. De este modo, la baja - sobrepagos incorrectamente capitalizados se reconoció en el tercer trimestre de 2014 porque es impracticable determinar el efecto para cada período específico en cada período anterior. La Compañía cree que este abordaje es el más apropiado de acuerdo con los requisitos de IFRS para corrección de un error. La Compañía no ha recuperado ni puede estimar confiablemente ningún valor recuperable en este momento. Cualquier valor que sea finalmente recuperado sería registrado como resultado cuando sea recibido (o cuando su realización se torne virtualmente cierta). Como se mencionó anteriormente, Petrobras cree que los valores de los sobrepagos de acuerdo con el esquema de pagos no se deberían haber incluido en el costo histórico del activo fijo. Por lo tanto, según la legislación impositiva brasileña, esta baja es considerada pérdida resultante de actividad ilícita y sujeta a la evolución de las investigaciones para establecer la efectiva extensión de las pérdidas antes de que puedan ser deducidas desde una perspectiva de Impuesto sobre las ganancias. Por lo tanto, al 30 de septiembre de 2014, no es posible que la Compañía estime los valores que serán finalmente considerados deducibles ni el plazo para la deducción. Por lo tanto, no se reconocieron activos por impuestos diferidos para la baja de sobrepagos incorrectamente capitalizados. Petrobras cree que esta metodología produce la mejor estimativa para el total de la sobrevaloración de su activo fijo resultante del esquema de pagos, en el sentido que representa el límite superior del rango de estimativas razonables. 4

La Compañía consideró cuidadosamente toda la información disponible y, como se indicó anteriormente, no espera que nuevos acontecimientos en las investigaciones realizadas por las autoridades brasileñas, por los estudios jurídicos independientes que están conduciendo una investigación interna, ni por nuevas comisiones internas constituidas (ni una revisión de los resultados de investigaciones internas previas) podrían impactar significativamente ni cambiar la metodología antes descripta. No obstante esta expectativa, la Compañía monitoreará continuamente las investigaciones para información adicional y revisará su potencial impacto sobre el ajuste. A continuación se detalla el impacto total de los ajustes por área de negocio, en millones de dólares estadounidenses. Baja sobrepagos incorrectamente capitalizados DISTRIB. INTER. CORP. TOTAL Esquema de pagos: Total de valores de contratos (*) 25.573 45.233 8.663 309 307 1.355 81.440 Sobrepagos totales estimados (3%) 767 1.358 260 9 9 41 2.444 Pagos no relacionados (fuera del cartel) 57 4 61 824 1.358 264 9 9 41 2.505 Reversión de depreciación de los activos afectados (35) (81) (21) (4) (141) Impacto sobre activo fijo 789 1.277 243 9 9 37 2.364 Reducción de créditos fiscales relacionados con activos afectados (**) 15 121 23 4 163 Baja sobrepagos incorrectamente capitalizados 804 1.398 266 9 9 41 2.527 (*) De este valor, US$ 17.999 millones representa valores programados para pago después del 30 de septiembre de 2014. (**) Reducción de créditos fiscales que no serán aplicables en el futuro. La respuesta de la Compañía a los hechos descubiertos en la investigación Las investigaciones internas y externas todavía están en marcha, sin embargo la Compañía está tomando las medidas jurídicas necesarias ante las autoridades brasileñas para buscar resarcimiento por los perjuicios sufridos, incluyendo los relacionados a su reputación. En la medida que cualquiera de los procesos resultantes de la investigación de la Operación Lava Jato involucre acuerdos de clemencia con miembros del cartel o acuerdos de colaboración premiada con individuos con los que concuerden devolver fondos, Petrobras puede tener derecho a recibir una parte de dichos fondos. Los procesos también incluirán procesos civiles contra miembros del cartel, en los cuales Petrobras tendría derecho a participar como demandante, y espera hacerlo. Los procesos civiles típicamente resultan en tres tipos de reparación: daños materiales, multas y daños morales. Petrobras tendría derecho a daños materiales y posiblemente a multas. Daños morales típicamente serían contribuidos a un fondo federal, aunque Petrobras pueda pleitear daños morales una vez que se haya unido a los procesos como demandante. Petrobras no tolera corrupción ni ninguna práctica comercial ilegal de sus contratistas ni proveedores ni la participación de sus empleados en dichas prácticas, y por lo tanto ha realizado las siguientes iniciativas además de la investigación de irregularidades involucrando sus actividades comerciales y para mejorar su sistema de gobernanza corporativa: La Compañía ha establecido varios Comités de Investigación Interna (CIA) para investigar ocurrencias de incumplimiento de normas, procedimientos o reglamentos corporativos. Hemos hecho llegar los descubrimientos de las comisiones internas que han sido concluidas a las autoridades brasileñas. El 24 y 25 de octubre de 2014, la Compañía contrató dos estudios jurídicos independientes (el estudio estadounidense Gibson, Dunn & Crutcher LLP y el estudio brasileño Trench, Rossi e Watanabe Advogados) para conducir una investigación interna independiente. La Compañía ha cooperado totalmente con la Policía Federal brasileña, el Ministerio Público Federal brasileño, el Poder Judicial brasileño, y otras autoridades brasileñas (el Tribunal de Cuentas del Estado (TCU), y la Contraloría General del Estado (CGU)). La Compañía estableció comités para analizar la aplicación de sanciones contra contratistas y proveedores, e impuso un bloqueo cautelar sobre contrataciones con los miembros del cartel (y entidades relacionadas a ellos) mencionados en la declaración que fue hecha pública. 5

La Compañía desarrolló e implementó medidas para mejorar la gobernanza corporativa, gestión de riesgos y control, que están documentadas en normas y actas de reuniones del Consejo que establecen procedimientos, métodos y otros lineamientos para integrar dichas medidas a las prácticas de la Compañía. La Compañía creó el cargo de director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad, con el objeto de apoyar los programas de conformidad de la Compañía y mitigar riesgos en sus actividades, incluyendo fraude y corrupción. El nuevo director participa en las decisiones del Consejo Ejecutivo, y cualquier asunto enviado al Consejo Ejecutivo para aprobación debe ser previamente aprobado por dicho director, pues tienen relación con Gobernanza, Riesgo y Conformidad. El 13 de enero de 2015 el Consejo de Administración designó al Sr. João Adalberto Elek Junior para el cargo de director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad. El Sr. João Adalberto Elek Junior asumió el cargo el 19 de enero de 2015, tendrá un mandato de tres años, podrá ser reelegido y solamente podrá ser removido por voto del Consejo de Administración, incluyendo el voto de al menos un Consejero elegido por los accionistas no controlantes o por los accionistas tenedores de acciones preferidas. Se formó un Comité Especial para actuar independientemente y servir como interlocutor para el Consejo de Administración para las firmas que están conduciendo la investigación interna independiente. El Comité Especial está compuesto por Ellen Gracie Northfleet, ministra jubilada de la Suprema Corte brasileña (como presidenta del Comité), Andreas Pohlmann, Director de Conformidad de Siemens AG de 2007 a 2010, y el director de Gobernanza, Riesgo y Conformidad, João Adalberto Elek Junior. 6

Principales Unidades e Indicadores Económicos 4T-2014 3T-2014 4T14 vs. 3T14 (%) 4T-2013 2014 2013 33.409 38.844 (14) 35.593 Ingresos por ventas 143.657 141.462 2 8.649 8.985 (4) 7.284 Ganancia bruta 34.180 32.628 5 (12.168) (1.967) (519) 3.091 Ganancia (pérdida) neta antes de ingresos (gastos) financieros, participación de ganancias de inversiones en patrimonio, participación en las utilidades o resultados e impuestos sobre las ganancias (6.963) 16.214 (143) (713) (427) (67) (1.326) Ingresos (gastos) financieros netos (1.635) (2.791) 41 (9.722) (2.150) (352) 2.760 Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (7.367) 11.094 (166) (0,75) (0,16) (352) 0,21 Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción 1 (0,56) 0,85 (166) 26 23 3 20 Margen bruto (%) 2 24 23 1 (36) 1 (37) 9 Margen operativo (%) 2 (3) 11 (14) (29) (6) (23) 8 Margen neto (%) 2 (5) 8 (13) 7.881 3.730 111 6.832 EBITDA ajustado 3 24.966 29.426 (15) Ganancia (pérdida) neta antes de ingresos (gastos) financieros, participación de ganancias de inversiones en patrimonio, participación en las utilidades o resultados e impuestos sobre las ganancias por segmento de negocio 1.688 5.955 (72) 7.839. Exploración y Producción 21.898 29.798 (27) (12.087) (5.096) (137) (3.607). Refinación, Transporte y Marketing (22.976) (12.333) (86) 179 (1.534) 112 (147). Gas y Energía (728) 701 (204) (22) (30) 27 (19). Biocombustible (112) (147) 24 262 (128) 305 247. Distribución 786 1.336 (41) (1.013) (7) 116. Internacional (535) 1.875 (129) (1.759) (1.574) (12) (1.105). Corporativo (5.972) (4.932) (21) 9.664 9.250 4 15.441 Inversiones 37.004 48.097 (23) Indicadores económicos y financieros 76,27 101,85 (25) 109,27 Crudo Brent (US$/bbl) 98,99 108,66 (9) 2,54 2,27 12 2,27 Tasa de venta comercial promedio para dólar estadounidense (R$/US$) 2,35 2,16 9 2,66 2,45 8 2,34 Tasa de venta comercial del cierre del período para dólar estadounidense (R$/US$) 2,66 2,34 13 8,4 11,3 (3) 5,0 Variación de la tasa de venta comercial del cierre del período para dólar estadounidense (%) 13,4 14,6 (1) 11,22 10,90 9,52 Tasa de interés SELIC - promedio (%) 10,86 8,19 3 Indicadores de precios promedio 90,01 98,67 (9) 94,67 Precio básico interno de derivados (US$/bbl) 96,49 97,11 (1) Precio de venta interno 66,49 90,73 (27) 96,92. Crudo (US$/bbl) 4 87,84 98,19 (11) 45,54 49,28 (8) 45,08. Gas natural (US$/bbl) 47,93 47,68 1 Precio de Ventas Internacionales 73,66 84,05 (12) 86,43. Crudo (US$/bbl) 82,93 89,86 (8) 22,26 19,16 16 21,70. Gas natural (US$/bbl) 21,18 21,08 1 Ganancia (pérdida) neta por acción calculada en base a la cantidad promedio ponderado de acciones. 2 Margen bruto es igual a ingresos por ventas menos costo de ventas dividido por ingresos por ventas; Margen operativo es igual a ganancia (pérdida) neta antes de ingresos (gastos) financieros, participación de ganancias de inversiones en patrimonio, participación en las utilidades o resultados e impuestos sobre las ganancias, excluyendo bajas de sobrepagos incorrectamente capitalizados dividida por ingresos por ventas; Margen neto es igual a Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras dividida por ingresos por ventas. 3 EBITDA ajustado es igual a ingresos netos más ingresos (gastos) financieros netos; impuestos sobre las ganancias; depreciación, agotamiento y amortización; participación de ganancias de inversiones en patrimonio; deterioro y bajas de sobrepagos incorrectamente capitalizados. EBITDA ajustado no es una medida definida por las IFRS y es posible que pueda no ser comparable a medidas similares reportadas por otras compañías. No debería considerarse como sustituto para ingresos antes de impuestos, ingresos (gastos) financieros, participación en las utilidades o resultados participación de ganancias de inversiones en patrimonio ni como mejor medida de liquidez que el flujo de efectivo generado por operaciones, ambos calculados de acuerdo con las IFRS. La Compañía reporta su EBITDA ajustado para brindar información adicional sobre su capacidad de pagar deudas, realizar inversiones y cubrir necesidades de capital de trabajo. Véanse EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio y la conciliación de EBITDA ajustado a ingresos netos en la página 26. 4 Promedio entre los precios de exportación y los precios de transferencia internos de Exploración y Producción a Refinación, Transporte y Marketing. 7

RESULTADOS DE OPERACIONES finalizado el 31 de diciembre de 2014 comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013: Virtualmente todos los ingresos y gastos nuestras operaciones en Brasil están denominadas y son pagaderas en reales. Cuando el dólar estadounidense se fortalece con relación al real, como lo hizo de enero a diciembre 2014 (apreciación de 9%), los ingresos y gastos disminuyen cuando se los convierte en dólares estadounidenses. Sin embargo, la apreciación del dólar estadounidense contra el real afecta las partidas discutidas a continuación de diferentes formas. Ganancia bruta La ganancia bruta aumentó 5% (US$ 1.552 millones) en 2014 en comparación con 2013, principalmente debido a: Ingresos por ventas de US$ 143.657 millones, 2% superior a 2013 (US$ 141.462 millones), atribuible a: Precios de derivados más altos en el mercado interno atribuible a aumentos del diesel y la gasolina en 2013 y al impacto de la depreciación de moneda extranjera (9%) sobre el precio (en reales) de derivados que son ajustados para reflejar precios internacionales, así como los precios más elevados de la energía y del gas natural; Aumento de 3% en la demanda interna de derivados, principalmente diesel (2%), gasolina (5%) y fuel oil (21%), y un aumento de los volúmenes de exportación de crudo (12%), parcialmente compensado por una reducción de los volúmenes de exportación del petróleo (15%); Los efectos de la conversión de moneda extranjera (apreciación del dólar estadounidense contra el real) redujeron el aumento de ingresos por ventas en dólares estadounidenses. Los ingresos por ventas fueron 11% más altos en reales. El costo de ventas ascendió a US$ 109.477 millones, 1% más alto que en 2013 (US$ 108.834 millones). Excluyendo el impacto de efectos de la conversión de moneda extranjera (apreciación del dólar estadounidense contra el real), el costo de ventas fue 9% más alto en reales debido a: Mayores costos de importación e impuestos sobre la producción atribuibles a la depreciación de moneda extranjera; Los volúmenes de ventas internas de derivados fueron 3% más altos y aumentaron los volúmenes de importación de GNL para satisfacer la demanda; y Costos de energía más elevados debido a un aumento de los precios de la energía en el mercado spot. Pérdida neta antes de ingresos (gastos) financieros, participación de ganancias de inversiones en patrimonio, participación en las utilidades o resultados e impuestos sobre las ganancias La pérdida neta antes de ingresos (gastos) financieros, participación de ganancias de inversiones en patrimonio, participación en las utilidades o resultados e impuestos sobre las ganancias llegó a US$ 6.963 millones en 2014 en comparación con ingresos netos de US$ 16.214 millones en 2013. Este resultado refleja: Cargos por deterioro en 2014 (US$ 16,823 millones); Bajas de sobrepagos incorrectamente capitalizados (US$ 2.527 millones); Provisión para deterioro de cuentas a cobrar del sector de energía aislado en la región norte de Brasil (US$ 1.948 millones); Baja de los costos capitalizados de las refinerías Premium I y Premium II debido a la decisión de abandonar dichos proyectos (US$ 1.236 millones); Impacto de del Plan de Incentivo al Retiro Voluntario (PIDV) de la Compañía (US$ 1,035 millones); Revisión de las estimativas de costos de desmantelamiento de la Compañía (US$ 501 millones); Baja de áreas de devueltas a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) y proyectos de cancelados (US$ 249 millones); y Gastos actuariales más altos relacionados con jubilados debido a la revisión de las obligaciones de planes de pensión y salud de la Compañía (US$ 130 millones). Los efectos de la conversión de moneda extranjera (apreciación del dólar estadounidense contra el real) redujeron nuestra ganancia operativa en dólares estadounidenses. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por una ganancia bruta más alta. Gastos financieros netos Gastos financieros netos de US$ 1.635 millones, US$ 1.156 millones menores en comparación con 2013, resultado de: Reducción de los cargos por variación de cambio sobre menores pasivos netos en dólar estadounidense expuestos a variación cambiaria; Ganancia de variación de cambio atribuible a la apreciación del dólar estadounidense contra otras monedas, principalmente el euro; Ganancias por variación monetaria sobre un activo contingente con respecto a impuestos indebidos pagados sobre ingresos financieros PIS y COFINS de febrero de 1999 a diciembre de 2002; e Indexación inflacionaria sobre acuerdos de reconocimiento de deuda con relación a cuentas a cobrar del sector de energía aislado. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por mayores gastos de intereses resultantes de un aumento de la deuda financiera de la Compañía. Pérdida neta atribuible a los accionistas de Petrobras La pérdida neta atribuible a los accionistas de Petrobras ascendió a US$ 7.367 millones en 2014 en comparación con ingresos netos de US$ 11.094 millones en 2013, resultado principalmente de cargos por deterioro en activos de refinación, exploración y producción de petróleo y gas natural y petroquímicos. 8

INGRESOS NETOS POR SEGMENTO DE NEGOCIO Petrobras es una compañía de energía integrada y la mayor parte de la producción de crudo y gas natural del segmento de Exploración y Producción se transfiere a otros segmentos de negocio de la Compañía. Nuestros resultados por segmento de negocio incluyen transacciones realizadas con terceros, transacciones entre compañías del Grupo Petrobras y transferencias entre segmentos de negocio de Petrobras que se calculan utilizando precios de transferencia internos definidos a través de metodologías basadas en parámetros del mercado. EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN 2014 2013 Ingresos netos atribuibles a los accionistas de Petrobras 14.133 19.523 (28) Los ingresos netos ascendieron a US$ 14.133 millones en 2014, reducción de 28% en comparación con 2013 (US$ 19.523 millones), principalmente debido a efectos de la conversión de moneda extranjera. Excluyendo efectos de la conversión de moneda extranjera, los ingresos netos fueron 24% inferiores en reales debido a cargos por deterioro en 2014, a baja de sobrepagos incorrectamente capitalizados, al impacto del plan de incentivo al retiro voluntario de la Compañía (PIDV), a la revisión de los costos de desmantelamiento estimados de la Compañía, a baja de áreas de devueltas a la ANP y a costos operativos más altos, tales como depreciación de equipo, mantenimiento de equipo, intervenciones en pozos, fletamento de plataformas de petróleo, materiales y aumento de costos de remuneración de empleados. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por mayor producción de crudo y GNL (5%). Este resultado neto en 2014 en comparación con 2013 además se ve impactado por el hecho de que en 2013 reconocimos una ganancia por la venta del proyecto en alto mar Parque das Conchas (BC-10). La brecha entre el precio promedio interno del petróleo (venta/transferencia) y al precio promedio del Brent aumentó de US$ 10,47/bbl en 2013 a US$ 11.15/bbl en 2014. Exploración y Producción - Brasil (Mbbl/d) (*) 2014 2013 Crudo y GNL 2.034 1.931 5 Gas natural 5 426 389 10 Total 2.460 2.320 6 Producción de crudo y GNL aumentó 5% en 2014 como resultado de la entrada en operación de las plataformas P-58 (Parque das Baleias) y P-62 (Roncador) y los FPSO Cidade de Mangaratiba (Iracema Sul) y Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), así como del ramp-up de los sistemas de producción P-63 (Papa-Terra), P-55 (Roncador), los FPSO Cidade de Itajaí (Baúna), Cidade de Paraty (Lula NE) y Cidade de São Paulo (Sapinhoá). La reducción natural de ciertos campos compensaron parcialmente estos efectos. El aumento de 10% de producción de gas natural es atribuible a la entrada en producción de las plataformas P-58 (Parque das Baleias) y P-62 (Roncador), y los FPSO Cidade de Mangaratiba (Iracema Sul) y Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), así como el ramp-up de la P-55 (Roncador). (*) No auditado por auditor independiente. 5 No incluye GNL. Incluye reinyección de gas. 9

Lifting Cost - Brasil (*) 2014 2013 US$/barril: Excluyendo impuestos de producción 14,57 14,76 (1) Incluyendo impuestos de producción 30,54 32,98 (7) Lifting Cost - Excluyendo impuestos de producción El lifting cost excluyendo impuestos de producción fue 1% inferior en el 2014 en comparación con el 2013. Excluyendo el impacto de la apreciación del dólar estadounidense contra el real, aumentó 4% debido a los mayores costos de mantenimiento en plataformas, costos más elevados de ingeniería y mantenimiento submarino en la cuenca de Campos y a la entrada en operación de los FPSO Cidade de Mangaratiba (Iracema Sul) y Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), que tienen mayores costos unitarios por unidad producida durante el período de entrada en operación. Lifting Cost - Incluyendo impuestos de producción La reducción de 7% de lifting cost incluyendo impuestos de producción en 2014 en comparación con 2013 es atribuible a un menor precio de referencia promedio del crudo interno en dólares estadounidenses (reducción de 10%), que se utiliza como parámetro para calcular impuestos de producción en Brasil, como resultado de menores precios internacionales del crudo en 2014 en comparación con 2013. Nota de rodapé: (*) (*) No auditado por auditor independiente. 10

REFINACIÓN, TRANSPORTE Y MARKETING 2014 2013 Ingresos netos atribuibles a los accionistas de Petrobras (15.405) (8.150) 89 Las pérdidas netas fueron más altas en 2014 en comparación con 2013 como resultado de cargos por deterioro en 2014, baja de sobrepagos incorrectamente capitalizados y de la baja de costos capitalizados en las refinerías Premium I y Premium II y del impacto del Plan de Incentivo al Retiro Voluntario de la Compañía (PIDV). Dichos efectos fueron parcialmente compensados por precios de venta de derivados promedio más altos debido a aumentos del diesel y la gasolina en 2013 y 2014, y por un aumento de la producción de derivados (2%). Importaciones y Exportaciones de Crudo y Productos Derivados (Mbbl/d) (*) 2014 2013 Importaciones de crudo 392 404 (3) Importaciones de productos derivados 413 389 6 Importaciones de crudo y productos derivados 805 793 2 Exportaciones de crudo 6 232 207 12 Exportaciones de productos derivados 158 186 (15) Exportaciones de crudo y productos derivados 390 393 (1) Exportaciones (importaciones) netas de crudo y productos derivados (415) (400) (4) Otras exportaciones 3 2 50 Las exportaciones de crudo fueron más altas en 2014 como resultado de la mayor producción de crudo, aun considerando el aumento de participación del crudo interno procesado en las refinerías brasileñas. Las importaciones de productos derivados fueron mayores para satisfacer la mayor demanda interna. Las exportaciones de fuel oil cayeron porque el fuel oil producido internamente fue vendido a centrales termoeléctricas para generación de energía. (*) No auditado por auditor independiente. 6 Incluye volúmenes de exportaciones de crudo de los segmentos de Refinación, Transporte y Marketing y Exploración y Producción. 11

Operaciones de Refinación (Mbbl/d) (*) 2014 2013 Producción de derivados 2.170 2.124 2 Materia prima de referencia 7 2.176 2.102 4 Factor de utilización de plantas de refinación (%) 8 98 97 1 Materia prima procesada (excluyendo GNL) - Brasil 9 2.065 2.029 2 Materia prima procesada - Brasil 10 2.106 2.074 2 Crudo interno como % de total de materia prima procesada 82 82 Materia prima procesada diariamente fue 2% superior en 2014 en comparación con 2013, resultado de una mejora sostenible del desempeño de las refinerías de la Compañía. Costo de refinación - Brasil (*) 2014 2013 Costo de refinación (US$/barril) 2,90 3,09 (6) El costo de refinación fue 6% inferior en el 2014 en comparación con el 2013 debido a la apreciación del dólar estadounidense contra el real. Excluyendo el impacto de la apreciación del dólar estadounidense, nuestro costo de refinación aumentó 2%, principalmente atribuible a mayores costos de mantenimiento y reparaciones y de costos de remuneración de empleados resultantes del Convenio Colectivo de Trabajo 2014. (*) No auditado por auditor independiente. 7 Materia prima de referencia o capacidad instalada de procesamiento primario considera el procesamiento de materia prima sostenible máximo alcanzado en las unidades de destilación al cierre de cada período, respetando los límites de proyecto de equipos y los requisitos de seguridad, ambientales y de calidad de productos. Es menor que la capacidad autorizada fijada por la ANP (incluyendo autorizaciones temporarias) y por agencias de protección ambiental. 8 Factor de utilización de plantas de refinación es la materia prima procesada (excluyendo GNL) dividida por la materia prima de referencia. 9 Materia prima procesada (excluyendo GNL) Brasil es el volumen de crudo procesado en las refinerías de la Compañía y es factorizado en el cálculo del Factor de Utilización de Plantas de Refinación. 10 Materia prima procesada - Brasil incluye procesamiento de crudo y GNL. 12

2014 2013 Ingresos netos atribuibles a los accionistas de Petrobras (410) 631 (165) Nuestra pérdida neta en 2014 es atribuible a mayores costos de importación de GNL y gas natural para satisfacer la demanda termoeléctrica en Brasil, a los impactos en nuestros ingresos netos de un contrato referente a la importación de gas natural boliviano de YPFB, a una provisión para deterioro de cuentas a cobrar del sector de energía, a la baja de sobrepagos incorrectamente capitalizados y a los efectos del Plan de Incentivo al Retiro Voluntario de la Compañía (PIDV). Dichos efectos fueron parcialmente compensados por precios promedio de la energía más altos atribuibles a precios spot más elevados, como resultado de niveles menores en los embalses de agua, y por una ganancia de US$ 274 millones de la venta de 100% de la participación de la Compañía en Brasil PCH S.A. Indicadores Físicos y Financieros (*) 2014 2013 Venta de energía (Mercado de contratación libre (ACL)) - MW promedio 1.183 2.056 (42) Venta de energía (Mercado de contratación regulado (ACR)) - MW promedio 2.425 1.798 35 Generación de energía - MW promedio 4.637 3.983 16 Importaciones de GNL (Mbbl/d) 144 98 47 Importaciones de natural gas (Mbbl/d) 205 198 4 Precio de energía en el mercado spot - Precio de Liquidación de las Diferencias (PLD) - US$/MWh 11 286 121 136 Los volúmenes de venta de energía fueron 42% menores en 2014 en comparación con 2013 resultado de un cambio de la venta de una parte de nuestra capacidad disponible (574 MW promedio) hacia el mercado brasileño regulado de energía (Ambiente de Contratación Regulada (ACR)). La rescisión de nuestro contrato de arrendamiento por la central termoeléctrica de Araucária, que redujo nuestra disponibilidad de energía para comercialización (349 MW promedio) también redujo nuestros volúmenes de ventas. La generación de energía fue 16% mayor y los precios spot aumentaron 136% debido a menores niveles de lluvia en el período. Las importaciones de GNL y de gas natural de Bolivia fueron 47% y 4% mayores, respectivamente, para satisfacer la demanda termoeléctrica en Brasil. (*) No auditado por auditor independiente. 11 Precio de Liquidación de las Diferencias es el precio de la energía en el mercado spot y se computa en base a los precios ponderados semanales por nivel de producción (ligero, medio y pesado), cantidad de horas y capacidad por debajo del mercado. 13

BIOCOMBUSTIBLE 2014 2013 Ingresos netos atribuibles a los accionistas de Petrobras (127) (117) 9 Las pérdidas netas de biocombustibles fueron más altas en 2014 en comparación con 2013 principalmente debido a la mayor participación de pérdidas de participadas de biodiesel y al impacto del Plan de Incentivo al Retiro Voluntario de la Compañía (PIDV). Dichos efectos fueron parcialmente compensados por menores pérdidas sobre operaciones de biodiesel y por una disminución de reducciones de inventario a valor de realización neto (valor de mercado). DISTRIBUCIÓN 2014 2013 Ingresos netos atribuibles a los accionistas de Petrobras 499 863 (42) Los ingresos netos ascendieron a US$ 499 millones en 2014, una reducción de 42% en comparación con 2013 (US$ 863 millones), principalmente debido a efectos de la conversión de moneda extranjera. Excluyendo efectos de la conversión de moneda extranjera, los ingresos netos fueron 35% menores en reales debido a mayores gastos de ventas atribuibles a una provisión para deterioro de cuentas a cobrar del sector de energía y al impacto del Plan de Incentivo al Retiro Voluntario de la Compañía (PIDV), parcialmente compensados por un aumento de los volúmenes de ventas y mayores márgenes promedio en la comercialización de combustible. Participación de mercado (*) 2014 2013 37,9% 37,5% Nuestra participación de mercado aumentó principalmente debido a mayores volúmenes de ventas necesarios para satisfacer la mayor demanda termoeléctrica del sistema integrado de energía brasileño. (*) No auditado por auditores independientes. Nuestra participación de mercado en el Segmento de Distribución en Brasil se basa en estimativas hechas por Petrobras Distribuidora. 14

INTERNACIONAL 2014 2013 Ingresos netos atribuibles a los accionistas de Petrobras (1.145) 1.729 (166) Nuestra pérdida neta en 2014 es atribuible a cargos por deterioro reconocidos en actividades de en Estados Unidos y Bolivia y en nuestra refinería japonesa, principalmente resultado de una reducción de los precios internacionales del crudo y derivados, un reconocimiento de una provisión para pérdidas en inversiones en Venezuela, Ecuador y África, reducciones de inventario a valor de realización neto (valor de mercado) en Japón, así como una ganancia bruta menor, principalmente en operaciones de internacionales debido a desinversiones completadas y a una reducción de los precios internacionales de commodities. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por una ganancia sobre la venta de la participación de la Compañía en operaciones peruanas y sobre activos en tierra en Colombia, concluidos en 2014. El resultado neto en 2014 en comparación con 2013 se vio también afectado por el hecho de que en 2013 reconocimos una ganancia sobre la venta de 50% de los activos de la Compañía en África. Exploración y Producción-Internacional (Mbbl/d) 12 (*) 2014 2013 Producción internacional consolidada Crudo y GNL 85 109 (22) Gas natural 93 91 2 Total de producción internacional consolidada 178 200 (11) Producción internacional no consolidada 31 19 63 Total de producción internacional 209 219 (5) La producción consolidada de crudo y GNL se redujo 22% en 2014, hecho atribuible a la venta de áreas en tierra en Colombia, concluida en abril de 2014, en Perú en noviembre de 2014 y de la venta del activo de Puesto Hernandez en Argentina en enero de 2014 y de la venta de 50% de la participación de la Compañía en compañías en Nigeria, completada en junio de 2013. Nuestra participación de producción en activos nigerianos (50% de participación restante) se contabilizó como producción no consolidada. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por un aumento de la producción de crudo y GNL en Estados Unidos debido a la entrada en producción de nuevos pozos en los campos de Cascade y Chinook a partir de enero de 2014. La producción de gas natural fue mayor, principalmente en Perú, debido a la entrada en operación del campo de Kinteroni en marzo de 2014. (*) No auditado por auditor independiente. 12 Algunos países que comprenden la producción internacional están operando con el modelo de producción compartida, con los impuestos de producción cobrados en barriles de crudo. 15

Lifting Cost - Internacional (US$/barril) (*) 2014 2013 8,98 9,50 (5) El lifting cost internacional fue 5% menor en 2014 principalmente en Argentina como resultado de la depreciación del peso argentino contra el dólar estadounidense y de la venta del activo Puesto Hernández de la Compañía, que tenía costos de producción superiores al promedio en comparación con otros activos en el segmento internacional. Además, la producción fue mayor en los campos de Cascade y Chinook, Estados Unidos. Operaciones de Refinación - Internacional (Mbbl/d) (*) 2014 2013 Total de materia prima procesada 13 163 169 (4) Producción de derivados 175 185 (5) Materia prima de referencia 14 230 231 Factor de utilización de plantas de refinación (%) 15 69 70 (1) El total de nuestra materia prima procesada internacional fue 4% menor debido a la reducción de la producción de derivados y menor utilización de la capacidad como resultado de una parada programada en Argentina en 2014, a la menor demanda de fuel oil en Japón y a las paradas para mantenimiento en las unidades de craqueo en Estados Unidos. Costo de refinación - Internacional (US$/barril) (*) 2014 2013 4,14 4,06 2 El costo de refinación internacional por unidad fue 2% mayor en 2014 en comparación con 2013, principalmente en Estados Unidos, debido a mayores gastos en tratamiento de agua efluente en refinación y a paradas para mantenimiento de la unidad catalítica en el período. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por menores costos de refinación en Argentina cuando se expresan en dólares estadounidenses, que es atribuible a la depreciación del peso argentino contra el dólar estadounidense. (*) No auditado por auditor independiente. 13 Total de materia prima procesada es el crudo procesado en el exterior en las plantas de destilación atmosférica más los productos intermedios adquiridos de terceros y utilizados como materia prima en otras unidades de refinación. 14 Materia prima de referencia es el procesamiento de materia prima de crudo sostenible máximo alcanzado en las unidades de destilación. 15 Factor de Utilización de Plantas de Refinación es el crudo procesado en la planta de destilación dividido por la materia prima de referencia. 16

Volúmenes de Ventas (Mbbl/d) (*) 2014 2013 Diesel 1.001 984 2 Gasolina 620 590 5 Fuel oil 119 98 21 Nafta 163 171 (5) GLP 235 231 2 Queroseno de aviación 110 106 4 Otros 210 203 3 Total de productos derivados 2.458 2.383 3 Etanol, fertilizantes nitrogenados, renovables y otros productos 99 91 9 Gas natural 446 409 9 Total del mercado interno 3.003 2.883 4 Exportaciones 393 395 (1) Ventas internacionales 571 514 11 Total del mercado internacional 964 909 6 Total 3.967 3.792 5 Nuestros volúmenes de ventas internas aumentó 4% en 2014 en comparación con 2013 principalmente debido a: Diesel (aumento de 2%): mayor consumo por proyectos de construcción de infraestructura en Brasil, un aumento de la flota brasileña de vehículos ligeros movida a diesel (vans, camionetas y vehículos utilitarios (SUV)) y mayor consumo termoeléctrico del Sistema Integrado de Energía brasileño; Gasolina (aumento de 5%): un aumento en la flota automotriz movida a gasolina atribuible a la mayor ventaja competitiva de los precios de la gasolina con relación al etanol en la mayoría de los estados brasileños y al mayor consumo residencial. El aumento del requisito de contenido de etanol anhidro para la gasolina tipo C (de 20% a 25%) en 2014 parcialmente compensó estos efectos; Fuel oil (aumento de 21%): debido a mayor demanda de centrales termoeléctricas en varios estados brasileños; y Gas natural (aumento de 9%): debido a la mayor demanda en el sector eléctrico. e rodapé: (*) (*) No auditado por auditor independiente. 17