third quarter 2018 -...

Press Conference

November 6, 2018

Third Quarter 2018

RESULTS ANNOUNCEMENT

The presentation may contain forward-looking statements about future events that are not based on historical facts and are not assurances of future results. Such forward-looking statements merely reflect the Company’s current views and estimates of future economic circumstances, industry conditions, company performance and financial results. Such terms as "anticipate", "believe", "expect", "forecast", "intend", "plan", "project", "seek", "should", along with similar or analogous expressions, are used to identify such forward-looking statements. Readers are cautioned that these statements are only projections and may differ materially from actual future results or events. Readers are referred to the documents filed by the Company with the SEC, specifically the Company’s most recent Annual Report on Form 20-F, which identify important risk factors that could cause actual results to differ from those contained in the forward-looking statements, including, among other things, risks relating to general economic and business conditions, including crude oil and other commodity prices, refining margins and prevailing exchange rates, uncertainties inherent in making estimates of our oil and gas reserves including recently discovered oil and gas reserves, international and Brazilian political, economic and social developments, receipt of governmental approvals and licenses and our ability to obtain financing. We undertake no obligation to publicly update or revise any forward-looking statements, whether as a result of new information or future events or for any other reason. Figures for 2018 on are estimates or targets. All forward-looking statements are expressly qualified in their entirety by this cautionary statement, and you should not place reliance on any forward-looking statement contained in this presentation.

In addition, this presentation also contains certain financial measures that are not recognized under Brazilian GAAP or IFRS. These measures do not have standardized meanings and may not be comparable to similarly-titled measures provided by other companies. We are providing these measures because we use them as a measure of company performance; they should not be considered in isolation or as a substitute for other financial measures that have been disclosed in accordance with Brazilian GAAP or IFRS.

Disclaimer —

NON-SEC COMPLIANT OIL AND GAS RESERVES: CAUTIONARY STATEMENT FOR US INVESTORS We present certain data in this presentation, such as oil and gas resources, that we are not permitted to present in documents filed with the United States Securities and Exchange Commission (SEC) under new Subpart 1200 to Regulation S-K because such terms do not qualify as proved, probable or possible reserves under Rule 4-10(a) of Regulation S-X.

2

Focus on top metrics —

TOTAL RECORDABLE INJURIES (TRI) per million man-hour frequency rate

2.15

1.63 1.24 1.11 1.09 1.08 0.95 1.06 1.06

2015 2016 1Q17 2Q17 3Q17 4Q17 1Q18 2Q18 3Q18

Efforts to enhance safety culture, considering the warning limit of 1.0:

Continuous improvement in safety conditions

Practices of international benchmarks: IOGP (International Association of Oil & Gas Producers) and Concawe (Environmental Science for European Refining)

Programs, seminars and trainings for workforce and suppliers

3

Focus on top metrics —

* Excluding the Class Action settlement

5.11 3.54

3.24 3.23 3.16 3.67 3.51 3.23 2.96

3.20 3.07 2.86 2.66 2015 2016 1Q17 2Q17 3Q17 4Q17 1Q18 2Q18 3Q18

*

NET DEBT / ADJUSTED EBITDA

4

Apresentador

Notas de apresentação

Começamos com foco nas métricas de topo da Companhia: O indicador de segurança medido pelo TAR (taxa de acidentados por milhão de homem-hora) teve um pequeno aumento nesse trimestre para 1,06, mas a Cia continua comprometida com a questão de segurança e está trabalhando para manter a tendência de queda observada desde 2015 de voltar a ficar abaixo do limite de alerta de 1 acidentado por milhão de homem-hora ao fim de 2018. A métrica de alavancagem medida através do índice dívida líquida/EBITDA ajustado apresentou importante redução, na trajetória firme para alcance da meta de 2,5 ao final do ano. Atingimos 3,23 e adicionalmente fazemos um ajuste excluindo o efeito do acordo da class action, pois é assim que será ao final de 2018, quando esse efeito não mais impactará o EBITDA ajustado dos últimos 12 meses. Com esse ajuste, atingimos 2,86.

9M18 main highlights —

Net debt/LTM adjusted EBITDA metric reduced to 2.96 in Sep/18 (vs

3.67 in Dec/17). Excluding the Class Action settlement, the metric would be 2.66, lowest level since Sep/12

Net debt reached US$ 73 billion, a 14% reduction, and the lowest

level since Dec/12

Net income of R$ 24 billion, 371% above 9M17, and best result since 2011

Record adjusted EBITDA of R$ 86 billion, 35% above 9M17. Adjusted EBITDA margin of 33% Excluding the effects of the Class Action and the DOJ/SEC

settlements, net income would be R$ 28 billion and adjusted EBITDA R$ 89 billion

Board of Directors approved higher anticipation of Interest on Capital: R$ 0.10 per share (preferred and common), totaling R$ 1.3 billion in the quarter

Lower debt levels

Shareholders remuneration

Solid results

5

Apresentador


Como destaques do primeiro semestre, gostaríamos de pontuar: No lado operacional destacamos a entrada em operação do primeiro sistema de produção na área de cessão onerosa, no campo de Búzios no dia 20 de abril, pela plataforma P-74, de um novo sistema de produção na Bacia de Campos, Cidade de Campos Goytacazes, em Tartaruga Verde, no dia 22 de junho (o último sistema a entrar em operação na Bacia de Campos foi em 2015) e da chegada da P-67 ao Brasil em 18 de Julho (será a 8ª plataforma a operar nos campos de Lula e Cernambi). Vale destacar a ampliação do portfólio exploratório através da aquisição de novas áreas em leilões da ANP, onde priorizamos áreas de grande potencial nas bacias de Campos e Santos e acrescentamos 13% de área exploratória desde 2017. - A melhora constante dos resultados financeiros, com o Lucro líquido do 1º semestre de 2018 atingindo R$17 bilhões, representando um crescimento de 257% quando comparado ao 1º semestre de 2017 e o melhor resultado desde 2011. Já o lucro operacional foi de R$34,5 bilhões, 18% maior que o 1º semestre de 2017. Evolução da desalavancagem atingindo o menor patamar de endividamento desde 2012 com a divida bruta ficando em US$92 bilhões ao fim do 1º semestre e divida líquida de US$74 bilhões. O menor endividamento proporcionou a redução das despesas financeiras no semestre em R$1,6 bilhão ; Manutenção da remuneração ao acionista nesse trimestre com antecipação de juros sobre capital próprio no valor de R$652,2 milhões, igual ao valor do trimestre passado, equivalente a R$0,05 por ação tanto ON quanto PN. No acumulado do semestre o valor será de R$1,3 bilhão;

Other highlights —

6

Production Production start-up of 3 new systems: FPSOs Cidade de Campos dos Goytacazes, P-74 and P-69

Exploratory Portfolio Acquisition of Sudoeste de Tartaruga Verde block, in the 5th PSA round

Partnerships Parnerships signed with Equinor (offshore wind power in Brazil); Total (renewable energy); CNPC (Comperj and Marlim cluster) and Murphy (Gulf of Mexico)

Diesel Subsidy R$ 1.6 billion received relative to the 2nd phase of the diesel subsidy program

Gasoline Hedge Mechanism for complementary hedge for gasoline, allowing lower frequency in price adjustments

Reimbursement R$ 1.7 billion in resources recovered by operation Car Wash

Higher Brent and Depreciation of the real —

3.15 3.22 3.16 3.25 3.24 3.61

3.95

1Q17 2Q17 3Q17 4Q17 1Q18 2Q18 3Q18

54 50 52 61 67 74 75

1Q17 2Q17 3Q17 4Q17 1Q18 2Q18 3Q18

BRENT (US$/bbl)

+ 39% 9M18 x 9M17

+ 13% 9M18 x 9M17

AVERAGE FX (R$/US$)

7

Apresentador


Como variáveis externas importantes para o nosso resultado, destacamos o Brent, que seguiu se valorizando atingindo US$ 74/bbl no 2T18, com aumento de 11% no trimestre e de 36% em relação ao 1S17, enquanto que o Real se desvalorizou frente ao Dólar depois de um período de estabilidade, com o câmbio aumentando 11% no trimestre e 8% em relação ao 1S17. Vamos demonstrar mais a frente que o maior preço do petróleo e a depreciação do real foram importantes para o nosso resultado.

257.1 Sales Revenue

93.0 Gross Profit

85.7 Adjusted EBITDA

23.7 Net Profit

37.5 Free Cash Flow

9M18 financial performance — (R$ billion)

8

45.7 48.2 41.5

47.4 39.1

56.8 63.9 63.6

85.7

9M10 9M11 9M12 9M13 9M14 9M15 9M16 9M17 9M18

Record adjusted EBITDA for the first 9 months —

+35%

Brent (US$/bbl)

9

77 112 112 108 107 55 42 52 72

(R$ billion)

63.6

85.7

9M17 9M18

47.4

77.5

9M17 9M18

Exploration and Production

Refining, Transportation and Marketing

19.8 21.4

9M17 9M18

Higher Brent prices

Depreciation of the real

Lifting cost under control

(R$ billion)

Adjusted EBITDA —

+35%

+63%

+8%

Lower diesel and gasoline margins relative to Brent, offset by the positive effect of inventories built at lower prices

Lower sales volume

Higher sales volume and market share for diesel

Reduction on refining cost

10

5.0

23.7

9M17 9M18

Higher Brent prices and depreciation of the real

Higher margins in oil product sales and oil exports

Increase in diesel sales with improvement in market share

Lower G&A

Lower financial expenses due to reduction in debt levels

Higher government take

DOJ/SEC settlement

Operating profit grows 39% and net profit 371% —

Net profit Operating profit

+39%

37.0

51.5

9M17 9M18

Excluding the effects of the Class Action and DOJ/SEC settlements, net profit would be R$ 28 billion 11

+371%

(R$ billion)

Apresentador


Já o Lucro operacional cresceu 18% e o lucro líquido 257% em relação ao 1º semestre de 2017 por conta da maior cotação do Brent e da depreciação do real frente ao dólar, que resultou em maiores margens nas exportações de petróleo e vendas de derivados, como já destacamos. Houve ainda menores despesas gerais e administrativas e menores gastos com ociosidade de equipamentos. Também contribuiu o melhor resultado financeiro, reflexo do ganho com a renegociação de dívidas do Sistema Eletrobras e das menores despesas financeiras em R$ 1,6 bilhões, fruto da redução do endividamento.

*Free cash flow to the firm

Positive free cash flow* for 14 quarters in a row —

16.4

22.9 21.8

25.4

17.3

21.9

26.7 23.7 23.2

19.7

24.0

19.6 22.2

25.6

21.9

17.7 17.2 18.0 18.0 14.9

11.2 10.3 11.8 9.9 10.3 9.3

13.0 9.2 9.2

13.8

-1.3

5.7 3.8 7.4

2.4

10.8

16.4 12.0 13.4

9.4

14.7

6.6 13.0

16.4

8.1

1Q15 2Q15 3Q15 4Q15 1Q16 2Q16 3Q16 4Q16 1Q17 2Q17 3Q17 4Q17 1Q18 2Q18 3Q18

Operating cash flow Investments Free cash flow12

(R$ billion)

(US$ billion)

Debt reduction —

4Q17 3Q18

Average interest rate (% p.y.) 6.1 6.2

Average duration (years) 8.6 9.1

Leverage (%) 51 50

126.2 118.4

109.3 102.6 91.7 88.1

100.4 96.4 84.9 81.4

73.7 72.9

2015 2016 4Q17 1Q18 2Q18 3Q18

Gross debt Net debt

13

Apresentador


A geração operacional e a entrada de caixa advinda dos desinvestimentos propiciaram amortização e pré-pagamentos de dívidas que resultaram em redução de 16% da dívida bruta e de 13% da dívida líquida, em dólares, quando comparada a dezembro de 2017; Dessa forma, já estamos abaixo da projeção que informamos no trimestre anterior, de R$ 77 bilhões de dívida líquida ao final de 2018. Através da gestão da dívida a cia captou R$ 27,2 bilhões e liquidou financiamentos no valor de R$ 81,5 bilhões, por meio de recompras, resgates e pré-pagamentos, no Brasil e no exterior. A gestão da dívida também possibilitou: alongamento do prazo médio de 8,62 anos em dezembro de 2017, para 9,11 anos em junho de 2018; um custo médio de 6,2% em linha com o do período anterior; e a redução da alavancagem para 50%.

0.5 2.5

4.9 7.8

12.0 12.9 10.2

7.9 6.2 5.1 6.1

2.8

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

13.9

Amortization schedule

Position as of 10/31/2018

Revolving credit facilities 5.9

Liability management —

CASH

14

(US$ billion)

Apresentador


Seguimos também reduzindo nossa posição de caixa que em no fim de 2017 era superior a US$20 bilhões e em 30/06 fechou em US$18,1 bilhões, além do acesso a linhas de crédito compromissadas no valor de US$ 5,4 bilhões junto a 19 bancos. Esse valor é suficiente para fazer frente ao somatório das amortizações nos próximos 4 anos. O perfil das amortizações apresenta uma situação bem mais confortável que no passado, quando tínhamos torres muito elevadas em 2018 e 2019, e continuaremos trabalhando com nossa gestão da dívida visando um perfil adequado e aproveitando oportunidades de mercado.

Total 9M18 cash inflows:

US$ 5 billion

Total signings in 2017-2018: US$ 7.5 billion

Suspended by judicial decisions: Araucária Nitrogenados, TAG, Partnerships in Refining and UFN-III

Divestments —

PASADENA REFINERY

SHALLOW WATER FIELDS (RN)

BSBIOS

ONSHORE FIELDS (POLO LAGOA PARDA)

ONSHORE FIELDS

PIRANEMA AND PIRANEMA SUL FIELDS (SE)

SHALLOW WATER FIELDS (RJ, SP, CE, SE)

SERGIPE ALAGOAS – DEEP WATERS

TARTARUGA VERDE E MESTIÇA AND MÓDULO 3 ESPADARTE FIELDS (50%)

BAÚNA FIELD

LAPA AND IARA

CARCARÁ (2nd INSTALMENT)

SÃO MARTINHO

PETROCHEMICAL SUAPE AND CITEPE

AZULÃO

RONCADOR FIELD (25%)

PARAGUAY ASSETS*

E&P GULF OF MEXICO*

LIQUIGÁS (FINE)

PETROBRAS OIL & GAS B.V. (“POGBV”) *

* Pending external approvals

TEASER AND NON-BINDING PHASE

BINDING PHASE

CLOSING

15

MAROMBA FIELD (RJ)

New partnerships —

MOU for renewable energy MOU for offshore wind power

16

Busines model for investments in Comperj refinery and Marlim

Partnership in Gulf of Mexico

Operating cost under control —

G&A Refining cost in Brazil R$/barrel

11.0 10.9

9M17 9M18

17

9.4 9.0

9M17 9M18

7.0 6.6

9M17 9M18

Lifting cost* US$/barrel

-6%

-1% -4%

(R$ billion)

* Brazil and abroad

Value added to society —

9M17 9M18

5.0

23.7

Net profit Taxes and government take

45% Govt

Total 9M18

+30%

9M18

+371%

89.2

116.2

18 Government stake includes Federal Government, BNDES and Caixa Econômica Federal

18

(R$ billion)

10.6

38.1

78.1 State + municipalities

Federal

9M17 9M18

126.9

Apresentador


Destacamos que a contribuição de valor que a Petrobras faz à sociedade se dá por diferentes formas: Apenas em tributos federais, estaduais e municipais e participações governamentais a empresa distribuiu R$ 75,2 bi no semestre, representando um crescimento de 30% sobre o semestre anterior e correspondendo a 4,4 vezes o lucro líquido no período. Além disso quase a metade do Lucro Líquido (46%) também cabe à União Federal e outras entidades governamentais, como BNDEs e CEF, que são acionistas da empresa. Caso todo o lucro líquido fosse distribuído na forma de dividendos, o valor que caberia ao governo somaria R$ 83 bilhões no semestre.

Operational highlights

—

2.2 2.0

0.5 0.5

0.1 0.1

2.8 2.6

9M17 9M18

Oil + Gas Abroad Gas Brazil Oil Brazil

Production in offshore mature fields: matching of new wells with improvements in platforms

-6%

End of early production systems of Itapu and Tartaruga Verde and works on Route 1

Ramp up of new platfoms

Production according to plan —

20

(MM BOED)

Divestments

Apresentador


Fotos: FPSO CIDADE DE SÃO VICENTE (BW OFFSHORE), que encerrou SPA em Itapu em Dezembro de 2017 FPSO P-74, produzindo no Campo de Búzios

High productivity in pre-salt wells —

Design of wells for higher flow rates

Flow lines with larger diameter

Water alternate gas injection

Great reservoir characterization

Field Number of wells Production per well (kbpd)

Sapinhoá 3 27 – 30

Lula 6 32 - 38

Mero 1 39

Top 10 production wells (Aug/18 average; Petrobras + partners) Búzios

Operating Forecasted

P-74

P-75

21

Conclusion of first Extended Well Test on Mero field —

HIGH PRODUCTIVITY confirms the field’s

potential

Allowing the speedy implementation of

four definitive systems

Extended Well Tests with total reinjection of produced gas Operation initiated in November 2017 with the first dedicated unit – FPSO Pioneiro de Libra

180 kbpd 180 kbpd 180 kbpd 180 kbpd

22

60 months

9 months

Lula(Tupi)

Peroba

Drilling of first Peroba well sets a record —

Well 1-RJS-752

23

Peroba

Beginning only 9 months after signing

Time until first well

Rig NS-42 (ODN 2)

Tartaruga Verde e Mestiça FPSO Cid. de Campos dos Goytacazes

WI Petrobras: 100%

First oil in 06/22/18

3 wells producing

9 completed wells

Búzios 1 FPSO P-74

WI Petrobras: 100%


2 wells producing

8 completed wells

Lula Extremo Sul FPSO P-69

WI Petrobras: 65%


1 well producing

8 completed wells

Búzios 2 FPSO P-75

WI Petrobras: 100%

5 completed wells

150 kbpd 150 kbpd 150 kbpd 150 kbpd

Start-up of new production systems —

4 new projects already delivered in 2018

24

Apresentador


SOMENTE PRODUTORES 1o SEMESTRE REALIZADOS Pós Sal 2, Pré Sal 11 (Total 13) 2o SEMESTRE PROJETADOS Pós Sal 7, Pré Sal 12 (Total 19) [+46%] PRODUTORES E INJETORES 1o SEMESTRE REALIZADOS Pós Sal 2, Pré Sal 22 (Total 24) 2o SEMESTRE PROJETADOS Pós Sal 9, Pré Sal 19 (Total 28) [+17%]

Lula Norte

Progress in portfolio paves the way for production increase —

UNDER EXECUTION:

ATAPU 1

SÉPIA

MERO 1

UNDER PLANNING:

SERGIPE DEEP WATERS

ITAPU

25

FPSO P-67

Arrival at location: 4Q18

Búzios 4

FPSO P-77

Arrival at location: 1H19

Búzios 3

Arrival at location: 4Q18

Berbigão and Sururu

FPSO P-68

Arrival at location: 1H19

FPSO P-76

UNDER PROCUREMENT:

BÚZIOS 5

INTEGRADO PARQUE DAS BALEIAS

REVITALIZAÇÃO DE MARLIM 1 AND 2

MERO 2

Apresentador


SOMENTE PRODUTORES 1o SEMESTRE REALIZADOS Pós Sal 2, Pré Sal 11 (Total 13) 2o SEMESTRE PROJETADOS Pós Sal 7, Pré Sal 12 (Total 19) [+46%] PRODUTORES E INJETORES 1o SEMESTRE REALIZADOS Pós Sal 2, Pré Sal 22 (Total 24) 2o SEMESTRE PROJETADOS Pós Sal 9, Pré Sal 19 (Total 28) [+17%]

We have installed our 100th manifold in Sep/18, at 1970m water depth. The equipment will be connected to P-76, in Búzios field

This represents the 16th pre-salt manifold installation, with lower costs and in less time, without any accidents

Wells drilled and completed for the ramp up of the next systems going according to plan

Lines and umbilicals available for interconnection activities

Support vessels allocated to enable anchoring activities and interconnections

Ramp up process —

0

30

60

2018 2019

Wells completed Wells to be completed

26

Total wells beginning operations in 2018 and 2019

Evolution in refining cost

R$/bbl

US$/bbl

4% reduction in refining unit cost in reais

9.35 9.01

9M17 9M18

2.95 2.52

9M17 9M18

Higher focus in costs optimization in the past years, allowing for gains in operational efficiencies

Currently, the refining system is in the same level of the best refiners worldwide, positioned in Solomon’s first quartile

Higher efficiency in refining operations —

27

Apresentador


Aumento da participação de derivados produzido no total de derivados vendidos; Alta participação de derivados de maior valor agregado no total processado; Elevada participação de óleo nacional na carga processada favorecendo sinergias entre E&P e Abastecimento; Manutenção de patamares de excelência em disponibilidade operacional.

Higher integration between E&P

and RTM in ships scheduling

Average reduction of 10 cabotage

vessels (offloading operations)

between periods

Lower costs with oil offloading

(US$ million)

491 425

9M18 9M17

Increase in operations safety, reducing risks in production stoppages due to oil offloading

9M17 9M18

Higher efficiency in logistics operations —

28

10.7% 7.7%

Apresentador



Increase in diesel sales volume

696 708

445 398

661 668

9M17 9M18

Sales volume*

(kbpd) Oil products output

(kbpd)

*Includes intersegment and third-party sales. Does not include BR Distribuidora sales

Others

Gasoline

Diesel

1,802 1,773

Reduction in overall demand for oil products

Loss of market share to ethanol

Reduction in naphta sales

Participation of domestic oil in processed feedstock (%)

Refining plants operational availability (%)

94 92

9M17 9M18

96 96

9M17 9M18

661 714

460 401

[VALOR]

[VALOR]

9M17 9M18

1,861 1,795

29

Apresentador


Participação do Óleo Nacional da carga processada (%) 2T17 – 93 2T18 – 93 Disponibilidade operacional nas Refinarias (%) 2T17 – 96 2T18 – 96

83% 74% 65% 79% 77% 79% 84% 87% 93% 91% 93%

2016 2017 JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP

90% 83% 80% 77% 80% 85% 83% 85% 87% 89% 91%


Gasoline

Diesel

81% 77% 71% 73% 72% 79% 82% 81% 82% 76% 75%


Utilization factor

Market share and refineries utilization

30

Apresentador



[VALOR]

14

427 258

9M17 9M18

158 181

550 415

9M17 9M18

200 167

123 157

9M17 9M18

Oil and oil products exports of 596 kbpd, with a net balance of 272 kbpd —

(kbpd)

Imports (kbpd)

Exports (kbpd)

Net balance

323 324

708

596 385

272

Crude Oil Oil products 31

Stable natural gas sales with a higher share of the non-thermoelectric segment

Natural gas supply (MMm3/day)

Natural gas demand (MMm3/day))

[VALOR] [VALOR]

[VALOR] [VALOR]

[VALOR] [VALOR]

9M17 9M18

LNG

Bolívia

Domestic [VALOR] [VALOR]

[VALOR] [VALOR]

[VALOR] [VALOR]

9M17 9M18

Non-thermoelectric

Thermoelectric

System gas

32

81 80 81 80

RESULTS ANNOUNCEMENT Third Quarter 2018 Press Conference [email protected]

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third quarter 2018 -...

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