1

2.355 2.320 2.353

243 219 213

2012 2013 1S14

Brasil Internacional

Nota à Imprensa 8 de agosto de 2014

Lucro líquido da Petrobras foi de R$ 10 bilhões 352 milhões no 1º semestre de 2014

• O lucro bruto no 1º semestre de 2014 foi de R$ 38,5 bilhões, 2% superior ao 1º semestre de 2013,

principalmente devido aos maiores preços de derivados.

• O lucro líquido foi de R$ 10,3 bilhões, 25% menor que o mesmo período do ano anterior, devido principalmente ao provisionamento do Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário (PIDV), aos menores ganhos com venda de ativos e às maiores baixas de poços secos e subcomerciais, assim como baixas de ativos.

• Na comparação com o trimestre anterior, o lucro operacional (R$ 8,8 bilhões) aumentou 17%, refletindo as menores despesas operacionais, que no 1º trimestre contemplaram o provisionamento do PIDV. Porém, o lucro líquido no trimestre (R$ 5,0 bilhões) foi 8% inferior, impactado pelo menor resultado financeiro e a maior alíquota efetiva de imposto de renda.

• A produção de petróleo e LGN no Brasil atingiu a média de 1 milhão 947 mil barris por dia no semestre, 1,4% superior à produção do 1º semestre de 2013. Esse aumento foi impulsionado pela entrada em operação dos novos sistemas de produção: P-63 (Papa-Terra), P-55 (Roncador), P-62 (Roncador) e P-58 (Jubarte), e pelo aumento da produção nos FPSOs Cidade de Itajaí (Baúna), Cidade de Paraty (Lula NE) e Cidade de São Paulo (Sapinhoá).

• Em junho, batemos novo recorde de produção mensal no pré-sal, atingindo 477 mil barris de petróleo por dia, e em 13 de julho, registramos recorde diário de 546 mil barris com apenas 25 poços produtores.

• Interligamos, até junho de 2014, 30 novos poços, número próximo ao total de poços interligados em todo o ano de 2013. Neste ano já incorporamos três novos PLSVs à frota da Petrobras, aumentando a disponibilidade de equipamentos necessários ao crescimento da produção.

• No refino, aumentamos a carga processada e a produção de derivados, alcançando, em junho, recorde de processamento de petróleo nas refinarias no Brasil de 2 milhões 172 mil barris de petróleo por dia.

• O PROEF (Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos) contribuiu com uma produção adicional de petróleo de 96 mil barris por dia no semestre. A eficiência operacional chegou a 80% na Unidade Operacional Bacia de Campos (UO-BC) no fim do semestre, tendo atingido em maio o recorde de eficiência operacional dos últimos 47 meses, de 81,2%.

• Os programas estruturantes (PRODESIN, PROCOP, INFRALOG, PRC-Poço e PRC-Sub) impactaram positivamente o caixa em R$ 5,6 bilhões no 1º semestre deste ano.

Produção Total de Óleo, LGN e Gás Natural (mil boed)

Investimento Total – 1S14 (R$ 41 bilhões 499 milhões)

2.598 2.539 2.566

Lucro Líquido (R$ milhões)

EBITDA Ajustado (R$ milhões)

65%

23%

6%

4%1% 0,05% 1%

Exploração & Produção

Abastecimento

Gás & Energia

Internacional

Distribuição

Biocombustível

Corporativo

34.32230.595

1S13 1S14

13.894

10.352

1S13 1S14

2

Lucro líquido atingiu R$ 10 bilhões 352 milhões no 1º semestre de 2014 – O resultado líquido da

companhia foi 25% inferior ao 1º semestre de 2013, especialmente devido ao impacto de despesas

operacionais como o provisionamento do Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário – PIDV (R$ 2 bilhões

376 milhões), maiores baixas de poços secos ou subcomerciais (R$ 1 bilhão 321 milhões), e baixa de ativos

por devolução de campos (R$ 494 milhões), além de menores ganhos na venda de ativos (R$ 279 milhões) e

maiores despesas de vendas (R$ 650 milhões).

O lucro bruto cresceu 2% em relação ao mesmo período do ano passado, alcançando R$ 38 bilhões 469

milhões. Este crescimento reflete o aumento de 10% no preço médio dos derivados vendidos no Brasil, em

função, principalmente, dos reajustes do diesel e da gasolina ocorridos ao longo de 2013. Esses fatores

foram parcialmente compensados pelos maiores gastos com importação, refletindo o aumento da venda de

derivados no mercado interno (+3%) e maiores volumes importados de gás natural para atender à demanda

do setor termelétrico, somados ao efeito da depreciação cambial (+13%) sobre as importações e

participações governamentais.

A geração de caixa operacional medida pelo EBITDA ajustado atingiu R$ 30 bilhões 595 milhões, sendo 11%

abaixo do alcançado no 1º semestre de 2013 em função, principalmente, do provisionamento com o PIDV e

das maiores baixas de poços secos, subcomerciais e de ativos, além de menores ganhos na venda de ativos

e maiores despesas de vendas.

O resultado financeiro líquido ocorrido no 1º semestre foi negativo em R$ 1 bilhão 114 milhões, R$ 1 bilhão

47 milhões mais favorável do que o resultado do 1º semestre de 2013, em consequência dos efeitos da

variação cambial sobre a dívida em dólar. No 1º semestre deste ano houve uma valorização de 6% do real

frente ao dólar, em comparação com uma desvalorização de 8,4% no 1º semestre de 2013.

Na comparação com o 1º trimestre de 2014, o lucro líquido reduziu 8% – Na comparação com o 1º

trimestre do ano, o resultado operacional (R$ 8 bilhões 848 milhões) foi 17% superior, devido,

principalmente, às menores despesas operacionais, que no 1º trimestre contemplaram o provisionamento

do Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário – PIDV (R$ 2 bilhões 396 milhões).

Apesar do maior lucro operacional, o lucro líquido (R$ 4 bilhões 959 milhões) foi 8% inferior ao registrado no

1º trimestre de 2014, em função do menor resultado financeiro e da maior alíquota efetiva do imposto de

renda, uma vez que no 1º trimestre houve o reconhecimento de créditos fiscais.

Produção de petróleo e gás natural – A produção de petróleo e LGN no Brasil atingiu a média de 1 milhão

947 mil barris por dia, 1,4% superior à produção do 1º semestre de 2013, de 1 milhão 921 mil barris por dia.

Esse aumento foi impulsionado pela entrada em operação dos novos sistemas de produção: P-63 (Papa-

Terra), P-55 (Roncador), P-62 (Roncador) e P-58 (Jubarte), e ao aumento da produção nos FPSOs Cidade de

Itajaí (Baúna), Cidade de Paraty (Lula NE) e Cidade de São Paulo (Sapinhoá).

A produção de gás natural do País cresceu 3% pela maior produção nos campos de Mexilhão, Lula e

Sapinhoá, além do início da operação do campo de Lula Nordeste.

O PROEF (Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos) contribuiu com uma

produção adicional de petróleo de 96 mil barris por dia no semestre. A eficiência operacional chegou a 80%

na Unidade Operacional Bacia de Campos (UO-BC) em junho, tendo atingido em maio o recorde de

eficiência operacional dos últimos 47 meses, de 81,2%. Atualmente, seis Unidades de Manutenção e

INDICADORES ECONÔMICOS CONSOLIDADOS

R$ milhões 2T14 1T14 2T14/1T14 2T13 1S14 1S13 1S14/1S13

Receita de Vendas 82.298 81.545 1% 73.626 163.843 146.162 12%

Custo dos Produtos Vendidos (63.283) (62.091) 2% (54.919) (125.374) (108.598) 15%

Lucro Bruto 19.015 19.454 -2% 18.707 38.469 37.564 2%

Despesas Operacionais (10.167) (11.877) -14% (7.366) (22.044) (15.960) 38%Lucro Operacional (1)

8.848 7.577 17% 11.341 16.425 21.604 -24%

Resultado Financeiro Líquido (940) (174) -440% (3.551) (1.114) (2.161) 48%

Imposto de Renda/Contribuição Social (2.676) (1.803) 48% (2.266) (4.479) (5.827) -23%

Lucro Líquido 4.959 5.393 -8% 6.201 10.352 13.894 -25%

EBITDA ajustado (2) 16.246 14.349 13% 18.090 30.595 34.322 -11%(1) Lucro antes do resultado financeiro, das participações e impostos.

(2) EBITDA ajustado = EBITDA + participações em investimentos e perda no valor de recuperação de ativos (impairment ).

3

Segurança (UMSs) executam atividades de apoio às plataformas da UO-BC, com o objetivo de dar suporte a

ações de melhoria na eficiência operacional. Na Unidade Operacional Rio (UO-RIO), o programa elevou a

eficiência operacional a 96%.

Novos sistemas de produção e novos poços entrarão em operação ao longo de 2014 para garantir o

crescimento sustentado da produção. Até junho, já foram interligados 30 poços e estão previstos mais 33

até o final do ano, totalizando 63 novos poços em 2014, o dobro que nos anos anteriores. Em 2013 foram 34

poços e 30 em 2012. Para dar suporte à interligação desses novos poços, novos PLSVs (barcos de apoio)

foram incorporados à frota da Petrobras, aumentando a frota para 13 navios em operação no final do

semestre, com previsão de chegada de mais seis até o final de 2014.

Em relação aos sistemas de produção, no segundo semestre entrará em operação a plataforma P-61, no

campo de Papa-Terra (no pós-sal da Bacia de Campos), que será interligada à plataforma semissubmersível

SS-88, unidade de apoio do tipo Tender Assisted Drilling (TAD), cujos trabalho de instalação offshore

encontram-se em andamento. Também serão instalados, até o final do ano, os FPSOs Cidade de

Mangaratiba, no campo Lula/Iracema, e Cidade de Ilhabela, no campo de Sapinhoá, ambos no pré-sal da

Bacia de Santos.

A produção internacional total foi de 213 mil boed no semestre, 11% inferior ao mesmo período do ano

anterior. Esse declínio é resultado da conclusão da transferência dos ativos terrestres na Colômbia, da

venda do ativo Puesto Hernández, na Argentina e da redução de 50% da participação societária nas

empresas da Nigéria, apesar do incremento na produção nos campos de Cascade e Chinook, nos EUA e do

aumento da produção de gás natural no Peru.

A produção total de petróleo e gás natural da Petrobras, no Brasil e no exterior no 1º semestre de 2014,

atingiu a média diária de 2 milhões 566 mil barris de óleo equivalente (boe), um crescimento de 0,5% em

relação ao mesmo período de 2013.

Investimentos priorizaram a capacidade de produção – A realização dos Investimentos no 1º semestre de

2014 foi de R$ 41 bilhões 499 milhões, 6% inferior ao mesmo período de 2013. A redução dos investimentos

foi acompanhada de um maior foco no segmento de Exploração e Produção no Brasil (65% no 1º semestre

de 2014 contra 54% no 1º semestre de 2013), com destaque para os projetos de desenvolvimento da

produção que permitirão o crescimento sustentável da curva de petróleo.

A principal redução ocorreu no segmento de Abastecimento, em virtude da conclusão de projetos de

modernização, início das operações do Complexo Petroquímico de Suape e da proximidade do fim das

obras da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), que entrará em operação até o final do ano.

PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL

Mil boed 2T14 1T14 2T14/1T14 2T13 1S14 1S13 1S14/1S13

Produção Nacional 2.383 2.322 3% 2.320 2.353 2.315 2%

Petróleo e LGN 1.972 1.922 3% 1.931 1.947 1.921 1% Gás Natural(1) 411 400 3% 389 406 394 3%

Produção Internacional Consolidada 186 178 4% 229 182 232 -22%

Petróleo e LGN 91 87 5% 139 89 141 -37%

Gás Natural 95 91 4% 90 93 91 2%

Produção Internacional não consolidada 31 31 - 6 31 6 417%

Produção Internacional Total 217 209 4% 235 213 238 -11%

Produção Total 2.600 2.531 3% 2.555 2.566 2.553 1%

(1) Não inclui gás liquefeito e inclui gás reinjetado

4

Preços dos Produtos – O preço médio, em reais, dos derivados no mercado interno (para as distribuidoras)

cresceu 10% em relação ao 1º semestre de 2013, refletindo principalmente os aumentos de preços da

gasolina e do diesel que ocorreram ao longo de 2013.

O preço do petróleo Brent subiu 1% em dólares (US$ 108,93/bbl no 1S14 vs US$ 107,50/bbl no 1S13).

Porém, devido à desvalorização cambial de 13%, o preço do petróleo calculado em reais aumentou 15%,

impactando os custos com as importações de petróleo e derivados.

Excelentes níveis de eficiência das refinarias – A produção de derivados no País atingiu 2 milhões 152 mil

barris por dia no 1º semestre de 2014, sendo 1% superior ao 1º semestre de 2013. Apesar da redução de 1%

na carga processada em função da parada programada na unidade de destilação da Replan, em fevereiro

de 2014, a produção de derivados foi 1% superior, decorrente da maior utilização de produtos

intermediários. O Fator de utilização do parque de refino permaneceu elevado, alcançando 97% no

semestre.

No trimestre a produção nas refinarias foi de 2 milhões 180 mil barris por dia, suportada pelo fim da

parada programada da Replan, e pelo aumento da eficiência operacional das refinarias, com excelência na

gestão integrada do sistema de abastecimento e respeito aos princípios de Segurança, Meio Ambiente e

Saúde.

Esse trabalho levou a Petrobras a alcançar, em junho, novo recorde de processamento de petróleo em

suas refinarias no Brasil. A carga média processada foi de 2 milhões 172 mil barris de petróleo por dia, que

representa um volume de 21 mil barris por dia superior ao recorde mensal anterior, de 2 milhões 151 mil

barris por dia, obtido em março de 2014.

Crescimento da venda de derivados – O volume de vendas de derivados no mercado interno no 1º

semestre de 2014 totalizou 2 milhões 407 mil barris por dia, o que representa um crescimento de 3% em

relação ao mesmo período do ano passado. Destacam-se as vendas de gasolina (+5%), por conta do

crescimento da frota associado à vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol em diversos estados

INVESTIMENTOS

R$ milhões 1S14 1S13 1S14/1S13

Exploração e Produção 26.926 24.049 12%

Abastecimento 9.486 14.453 -34%

Gás e Energia 2.590 2.435 6%

Internacional 1.472 2.281 -35%

Distribuição 429 435 -1%

Biocombustível 19 28 -32%

Corporativo 577 432 34%

Total de Investimentos 41.499 44.113 -6%

INDICADORES DE PREÇOS

R$/bbl 2T14 1T14 2T14/1T14 2T13 1S14 1S13 1S14/1S13

Derivados - Mercado Interno 225,36 227,46 -1% 207,22 226,39 205,50 10%

US$/bbl

Petróleo Nacional - Venda 99,02 98,02 1% 94,17 98,53 98,52 -

Petróleo Internacional - Venda 87,91 84,18 4% 89,94 86,10 92,08 -6%

Petróleo Brent 109,63 108,22 1% 102,44 108,93 107,50 1%

PRODUÇÃO DE DERIVADOS

Mil barris por dia 2T14 1T14 2T14/1T14 2T13 1S14 1S13 1S14/1S13

Produção de Derivados 2.373 2.299 3% 2.337 2.336 2.325 -

Nacional 2.180 2.124 3% 2.138 2.152 2.133 1%

Internacional 193 175 10% 199 184 192 -4%

Fator de utilização do parque de refino (%)

Nacional 98% 96% +2 p.p. 99% 97% 99% -2 p.p.

Internacional 75% 70% +5 p.p. 73% 72% 72% -

Participação do óleo nacional (%) 82% 83% -1 p.p. 79% 82% 81% +1 p.p.

5

e do aumento do consumo das famílias, parcialmente compensados pelo aumento do teor de etanol anidro

na gasolina C de 20% para 25%; e as vendas de diesel (+2%) devido ao maior consumo em obras de

infraestrutura e crescimento da frota de veículos leves a diesel, compensados, em parte, pela redução da

utilização em termelétricas.

A venda de gás natural cresceu 3%, refletindo a maior demanda termelétrica.

Déficit na balança comercial da Petrobras – A balança comercial da Petrobras registrou um déficit de 526

mil barris por dia no semestre, 126 mil barris por dia superior ao registrado no 1º semestre de 2013,

devido ao aumento na importação de derivados, para atender ao crescimento do mercado interno e às

menores exportações de óleo combustível direcionado para atender as termelétricas.

Custo de extração e de refino – O custo de extração sem participações governamentais no país, em reais,

aumentou R$ 2,33 por barril em relação ao 1º semestre de 2013, atingindo R$ 32,71 por barril. As

principais razões para esse crescimento foram: a entrada em operação de novos sistemas de produção que

ainda estão em fase de incremento de produção, porém já contribuem com seu custo integral; e o

reajuste salarial do Acordo Coletivo de Trabalho (ACT) 2013. O indicador quando contabilizado em dólar

apresentou redução de 4% no período, devido à depreciação cambial.

O custo de refino no país (R$ 6,52 por barril) aumentou 3%, devido à menor carga processada e ao reajuste

salarial do ACT 2013. O indicador em dólar foi 8% inferior.

Endividamento – O endividamento líquido da Petrobras aumentou 9% em relação à 31.12.2013, devido ao

pagamento de dividendos e à utilização do caixa para financiar investimentos. O indicador Dívida

Líquida/EBITDA ajustado foi impactado pela anualização do provisionamento do PIDV e fechou o semestre

VOLUME DE VENDAS - MERCADO INTERNO

Mil barris por dia 2T14 1T14 2T14/1T14 2T13 1S14 1S13 1S14/1S13

Gás Natural 451 427 6% 435 439 426 3%

Derivados 2.443 2.371 3% 2.372 2.407 2.343 3%

Diesel 999 947 5% 978 973 950 2%

Gasolina 619 601 3% 583 610 582 5%

Óleo Combustível 114 110 4% 103 112 110 2%

Nafta 162 178 -9% 170 170 175 -3%

GLP 237 222 7% 233 230 223 3%

QAV 108 111 -3% 104 109 104 5%

Outros 204 202 1% 201 203 199 2%

Alcóois, Nitrogenados, Renováveis e Outros 88 97 -9% 83 92 82 12%

Total Mercado Interno 2.982 2.895 3% 2.890 2.938 2.851 3%

BALANÇA COMERCIAL

Mil barris por dia 2T14 1T14 2T14/1T14 2T13 1S14 1S13 1S14/1S13

Importação Total de Petróleo e Derivados 941 783 20% 708 862 783 10%

Petróleo 534 359 49% 447 447 465 -4%

Derivados 407 424 -4% 261 415 318 31%

Exportação Total de Petróleo e Derivados 308 366 -16% 359 336 383 -12%

Petróleo 138 195 -29% 162 166 189 -12%

Derivados 170 171 -1% 197 170 194 -12%

Importação Líquida de Petróleo e Derivados 633 417 52% 349 526 400 32%

CUSTO DE EXTRAÇÃO E REFINO

R$/bbl 2T14 1T14 2T14/1T14 2T13 1S14 1S13 1S14/1S13

Custo de Extração (sem Part. Govern.) País 32,30 33,14 -3% 31,25 32,71 30,38 8%

Custo de Extração (com Part. Govern.) País 71,55 76,86 -7% 67,88 74,16 67,48 10%

Custo de Refino - País 6,56 6,48 1% 6,37 6,52 6,31 3%

US$/bblCusto de Extração (sem Part. Govern.) País 14,57 14,15 3% 15,02 14,36 14,89 -4%

Custo de Extração (com Part. Govern.) País 32,60 33,00 -1% 32,05 32,79 32,80 -

Custo de Extração - Internacional 8,93 7,85 14% 8,75 8,40 8,62 -3%

Custo de Refino - País 2,94 2,75 7% 3,08 2,85 3,11 -8%

Custo de Refino - Internacional 3,76 3,66 3% 3,76 3,71 3,78 -2%

6

em 3,94 vezes. A alavancagem (Endividamento Líquido/(Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido))

cresceu 1 ponto percentual, para 40%.

Contribuição econômica da Petrobras – A contribuição econômica da Petrobras no Brasil, medida por

meio da geração de impostos, taxas e contribuições sociais correntes, totalizou R$ 37 bilhões 499 milhões

no 1º semestre de 2014, um crescimento de 4% em relação ao mesmo período do ano anterior.

As participações governamentais no País aumentaram 13% devido ao aumento da produção total e pelo

aumento de 14% no preço médio de referência do petróleo nacional, sendo R$/bbl 221,33 (US$/bbl 96,40)

no 1º semestre de 2014, contra R$/bbl 194,16 (US$/bbl 95,61) no mesmo período de 2013.

Gerência de Imprensa Telefone: 55 (21) 3224-1306/ 3224-2312 Fax: 55 (21) 2220-5052/ 3224-4903

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ENDIVIDAMENTO

R$ milhões 30/06/2014 31/12/2013 Var (%)Endividamento Total 307.712 267.820 15% Endividamento Curto Prazo 23.535 18.782 25% Endividamento Longo Prazo 284.177 249.038 14%Disponibilidades Ajustadas 66.363 46.257 43% Disponibilidades 58.140 37.172 56% Títulos Públicos Federais - (vencimento superior a 90 dias) 8.223 9.085 -9%Endividamento Líquido 241.349 221.563 9%Dívida Líquida / EBITDA ajustado (1)

3,94 3,52 12%

Endiv. Líquido / (Endiv. Líquido + Patrimônio Líquido) 40% 39% +1 p.p.(1) EBITDA ajustado = EBITDA + participações em investimentos e perda no valor de recuperação de ativos (impairment ).

CONTRIBUIÇÕES E IMPOSTOS

R$ milhões 2T14 1T14 2T14/1T14 2T13 1S14 1S13 1S14/1S13

Contribuição Econômica - País 19.420 18.079 7% 17.040 37.499 35.921 4% ICMS 11.355 11.172 2% 10.256 22.527 20.437 10% PIS/COFINS 3.905 3.584 9% 4.207 7.489 8.599 -13% Imposto de Renda e C.S. s/Lucro 2.909 1.920 52% 1.937 4.829 5.115 -6% Outros 1.251 1.403 -11% 640 2.654 1.770 50%

Contribuição Econômica - Exterior 1.638 1.039 58% 1.827 2.677 3.326 -20%

Total 21.058 19.118 10% 18.867 40.176 39.247 2%

PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS

R$ milhões 2T14 1T14 2T14/1T14 2T13 1S14 1S13 1S14/1S13País 7.627 8.200 -7% 6.992 15.827 14.056 13% Royalties 3.923 4.125 -5% 3.480 8.048 7.002 15% Participação Especial 3.663 4.034 -9% 3.469 7.697 6.965 11% Retenção de Área 41 41 - 43 82 89 -8%Exterior 319 282 13% 217 601 451 33%

Total 7.946 8.482 -6% 7.209 16.428 14.507 13%