RESULTADO DEL TERCER TRIMESTRE DE 2014 NO REVISADO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

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1 Río de Janeiro – 27 de enero de 2015 Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados, no revisados por los auditores independientes, expresados en millones de Reales, de acuerdo con el IAS 34, excepto por la existencia de errores en los valores de algunos de los activos fijos (propriedad, planta y equipo). (Traducción libre del original en portugués)

La divulgación de los estados contables no revisados por los auditores independientes del tercer trimestre de 2014 tiene el objetivo de atender las obligaciones de la Compañía (covenants) en los contratos de deuda y facultar el acceso de las informaciones de sus accionistas, cumpliendo con el deber de informar al mercado y actuando con transparencia con respecto a los últimos acontecimientos que han llegado a público en el ámbito de la "Operación Lava Jato".

La Compañía también cree que será necesario realizar los ajustes a los estados contables para la corrección de los valores de los activos fijos que se vieron impactados por los valores correspondientes a los actos ilegales cometidos por empresas proveedoras, agentes políticos, empleados de Petrobras y otras personas en el contexto de la "Operación Lava Jato”.

Sin embargo, ante la impracticabilidad de cuantificar de manera correcta, completa y definitiva tales valores que han sido capitalizados en sus activos fijos, la Compañía consideró la adopción de enfoques alternativos para la corrección de estos valores: i) utilización de un porcentaje medio de pagos indebidos, citado en testimonios; ii) evaluación al valor razonable de los activos cuya constitución fue por medio de los contratos de suministro de bienes y servicios firmados con las empresas mencionadas en la "Operación Lava Jato". Estas alternativas se mostraron inapropiadas para reemplazar la impracticable determinación del sobreprecio relacionado con estos pagos indebidos.

Con el objetivo de presentar los estados contables para el tercer trimestre de 2014 revisados por los auditores independientes, la Compañía está evaluando otras metodologías de acuerdo con los requisitos de los organismos de regulación de los mercados de capitales (CVM y SEC).

Principales hitos

R$ millones

Período Ene - Sep 3T-2014 2T-2014 3T14 X

2T14 (%) 3T-2013 2014 2013 2014 x

2013 (%)

3.087 4.959 -38 3.395

Ganancia neta consolidada atribuible a los

accionistas de Petrobras 13.439 17.289 -22

2.746 2.600 6 2.522 Producción total de petróleo y gas natural (Mbbl/d) 2.627 2.542 3

11.735 16.246 -28 13.091 EBITDA ajustado 42.330 47.413 -11

En el 3T-2014, la Compañía presentó ganancia neta de R$ 3.087 millones, debido principalmente a:

 Mayor producción de petróleo y LGN en Brasil (6%, 118 mil barriles/día) debido a la entrada en operación y al ramp-up de Unidades Estacionarias de Producción (UEPs) y FPSOs Cidade de São Paulo, Cidade de Itajaí, Cidade de Paraty, P-63, P-55, P-62 y P-58, y del inicio de los Testes de Larga Duración de Iara Oeste y Tartaruga Verde.

 Mayor exportación de petróleo (134%, 185 mil barriles/día) debido a la mayor producción y realización de las exportaciones que estaban en andamiento en 30 de junio en el país.

 Mayor producción de derivados (1%, 24 mil barriles/día) generada por la mayor utilización del parque de refinación (factor de utilización de la refinación del 100%) y por la mayor utilización de los productos intermedios.

 Reconocimiento de contingencia activa (R$ 820 millones), además de su actualización monetaria (R$ 1.357 millones), relativa al pago indebido de PIS y COFINS sobre los ingresos financieros en el período entre febrero de 1999 y diciembre de 2002.

 Aumento en la estimación del ciclo de vida de los equipos y otros bienes debido a la revisión realizada por la Compañía, reduciendo la depreciación en R$ 1.688 millones.

 Baja de los valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I (R$ 2.111 millones) y Premium II (R$ 596 millones), debido a la interrupción de los proyectos.

 Depreciación del 11,3 % del Real frente al Dólar Estadounidense en la exposición pasiva neta en dólares, parcialmente compensada por la apreciación del 7,7 % del Dólar frente al Euro y del 5,2 % del Dólar en relación a la Libra, sobre la exposición pasiva neta en estas monedas.

RESULTADO DEL TERCER TRIMESTRE DE 2014

NO REVISADO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

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Comentarios de la Presidente Sra. Maria das Graças Silva Foster

Estimados Accionistas e Inversores:

Como es de conocimiento público, Petrobras enfrenta un momento único en su historia. En marzo de 2014, la “Operación Lava Jato”, desencadenada por la Policía Federal con el objetivo de investigar indicios de lavado de dinero, alcanzó a Petrobras con el arresto del exdirector de Abastecimiento de la Compañía Paulo Roberto Costa, quien está siendo investigado por delitos de corrupción y malversación, entre otros.

El día 13/11/14, como consecuencia de los hechos y de las pruebas producidos en el ámbito de la Operación Lava Jato, Petrobras postergó la divulgación de los resultados del tercer trimestre de 2014. En concreto, los testimonios a los cuales Petrobras tuvo acceso revelaron la existencia de actos ilícitos, como la formación de cartel entre proveedores y la aceptación de sobornos por parte de ex empleados, indicando qué pagos efectuado a determinados proveedores fueron indebidamente reconocidos como parte del costo de nuestros activos inmovilizados, lo que, consecuentemente, requiere hacer ajustes.

Sin embargo, concluimos que es impracticable hacer una exacta cuantificación de esos valores indebidamente reconocidos, dado que los pagos fueron efectuados por proveedores externos y no se pueden rastrear en los registros contables de la Compañía.

Ante la impracticabilidad de identificar los pagos indebidos de forma correcta, completa y definitiva, y de la necesidad de corregir este error, la Compañía decidió hacer uso de dos enfoques: (i) diferencia entre el valor justo (fair value) de cada activo y su valor contable y (ii) cuantificación de sobreprecio como resultado de actos ilícitos utilizando información, números y fechas indicadas en los testimonios y en los términos de colaboración premiada en el ámbito de la Operación Lava Jato.

Los activos seleccionados para evaluación del valor justo suman R$ 188,4 mil millones, prácticamente 1/3 del activo inmovilizado total de Petrobras (R$ 600,1 mil millones) y tuvieron, como referencia, los contratos firmados entre Petrobras y las empresas citadas en la “Operación Lava Jato” entre 2004 y Abril de 2012.

La evaluación fue realizada por firmas globales reconocidas a nivel internacional como evaluadores independientes, abarcando el 81% del activo total evaluado. El análisis del 19% restante fue realizado por los equipos técnicos de Petrobras, no obstante, observando una total consistencia metodológica y de premisas con el trabajo llevado a cabo por los evaluadores independientes.

Sin embargo, la madurez adquirida en el desarrollo del trabajo se hizo evidente que esta metodología no se presenta como una

“proxy” sustituta adecuada para la medición de los pagos indebidos, pues el ajuste seria compuesto de varias parcelas de diferente naturaleza, imposible de cuantificar de forma individual, como los cambios en las variables económicas y financieras (tasa de cambio, tasa de descuento, indicadores de riesgo y coste de capital), cambios en las proyecciones de los precios y márgenes de los insumos, cambios en las proyecciones de los precios, márgenes y demanda de los productos comercializados, cambios en los precios de equipos, insumos, salarios y otros costos relacionados, así como deficiencias en la planificación del proyecto (ingeniería y suministro).

El resultado de las evaluaciones indicó que los activos con valor justo por debajo del inmovilizado totalizaron un valor de R$ 88,6 mil millones de diferencia a menor. Los activos con valor justo superior totalizaron R$ 27,2 mil millones de diferencia más frente al inmovilizado.

Decidimos no utilizar la metodología de la determinación del valor justo como “proxy” para efectuar los ajustes en los activos inmovilizados de la Compañía debido a corrupción, pues el ajuste estaría compuesto de elementos que no tendrían relación directa con los pagos indebidos. Así, profundizaremos otra metodología basada en valores, plazos e información contenidos en los testimonios en conformidad con los requisitos de los órganos reguladores (CVM y SEC), con miras a emitir los estados contables auditados.

En cuanto a los resultados de este 3er trimestre 2014, nuestras ganancias operacionales fueron de R$ 4,6 mil millones, un 48% por debajo de lo realizado en el 2º trimestre (R$ 8,8 mil millones). Esta reducción se explica, principalmente, por gastos con el Acuerdo Colectivo de Trabajo (R$ 1,0 mil millones), por el pago del acuerdo con Bolivia para la importación de gas natural (R$ 0,9 mil millones) y por la retracción en el activo referente a los Proyectos Premium I y II (R$ 2,7 mil millones). Por otro lado, la mayor producción de petróleo y su consecuente exportación añadieron R$ 2,4 mil millones al resultado operacional de este 3er trimestre con relación al trimestre anterior.

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3 La ganancia neta totalizó R$ 3,1 mil millones, un 38% por debajo de los R$ 5,0 mil millones registrados en el 2º trimestre, como consecuencia de la menor ganancia operacional.

En relación a la proyección de flujo de caja y liquidez de la Compañía, es importante señalar que la posición de caja de Petrobras y su capacidad de generación operacional no se verá afectada por los ajustes derivados de la “Operación Lava Jato” o cualquier otro relacionado al valor de sus activos.

Hemos sido diligentes en la ejecución de acciones que nos permiten afirmar que no necesitaremos recurrir a nuevas deudas durante el año de 2015 en función de factores que favorecen nuestro flujo de caja y están descritos a continuación.

En primer lugar, la Compañía reafirma que mantendrá la política de precios de diésel y gasolina, no transfiriendo la volatilidad del mercado internacional, lo que, en la situación actual, favorece excepcionalmente el caja. Nuestro nivel actual de producción de petróleo y derivados nos asegura el mismo nivel de generación operacional, mismo con el precio del barril de petróleo Brent oscilando entre US$ 50/bbl y US$ 70/bbl.

En cuanto a nuestra producción de petróleo en Brasil, planeamos crecer 4,5% (+/- 1 p.p.) en el año de 2015 con relación al año pasado. El hecho es que en 2015 se da secuencia a los eventos de 2014, cuando agregamos cuatro nuevas plataformas que ahora están en curva de ramp-up y aumentamos nuestra flota de PLSV de 11 a 19 buques. De este modo, la producción será sustentada por la interconexión de 69 pozos productores e inyectores y por la entrada en operación de la P-61/TAD (Papa-Terra) en el 1º trimestre y del FPSO Cidade de Itaguaí (campo de Iracema Norte) en el 4º trimestre de ese año.

Así, esperamos tener una generación de caja operacional (incluyendo el pago de impuestos y antes de intereses, dividendos y amortizaciones) de entre US$ 28 mil millones y US$ 32 mil millones en 2015, considerando niveles de Brent entre US$ 50/bbl y US$

70/bbl y una tasa de cambio entre R$ 2,60/US$ y R$ 2,80/US$. Asimismo, consideramos tener a disposición garantías de la Unión Federal para los derechos creditorios del Sector Eléctrico, que permitirán la negociación de estos créditos en el mercado bancario.

En lo que respecta a las inversiones, estamos reduciendo el ritmo de algunos proyectos, principalmente aquellos con baja contribución a caja en los próximos dos años, de modo que nuestro presupuesto se sitúe en el nivel de US$ 31 mil millones a US$ 33 mil millones durante este año 2015.

Nuestra cartera de activos también indica oportunidades de desinversiones en 2015, con un potencial de contribución al caja en niveles próximos a los realizados en 2014. La implementación de estas desinversiones dependerá, naturalmente, de la evolución de las condiciones de mercado.

Es importante destacar que nuestra posición de Caja se está viendo favorecida por la fuerte reducción del precio Brent que ha ocurrido durante los últimos 3 meses y tiene una holgura con relación a los valores que consideramos suficientes para mantener nuestras operaciones con la liquidez necesaria a lo largo del año.

Seguimos trabajando para elaborar los estados financieros revisados por el Auditor Externo (PwC) en el menor tiempo posible, no solo con relación a los ajustes en los estados contables, sino también en lo referente a la necesidad de mejorar nuestros controles internos.

Destaco la toma de posesión del nuestro director de Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento, João Adalberto Elek Júnior el 19 de enero pasado. João Elek fue elegido entre profesionales de mercado con notable reconocimiento de competencia en el área de Gobernanza. Él pasó por un proceso de selección dirigido por la empresa Korn Ferry, especializada en la selección de ejecutivos; fue elegido de una lista de tres nombres presentada al Consejo de Administración de Petrobras, y deberá permanecer en el cargo durante tres años, período que puede ser renovado.

Por tanto, quiero reafirmar aquí nuestro compromiso con la superación de estos desafíos. Estamos ofreciendo plenas condiciones para que las investigaciones en curso, sean las internas o las externas, avancen libremente, sin ningún obstáculo. Estamos siendo transparentes con ustedes, nuestros accionistas e inversores. Trabajamos para que en un futuro próximo nuestra compañía sea reconocida por sus métodos de gobernanza y controles internos con la misma excelencia que ha sido reconocida a lo largo de los años por su capacidad técnica y operacional.

Maria das Graças Silva Foster Presidente

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4 HITOS FINANCIEROS

Principales ítems e indicadores económicos consolidados

2T14 (%) 3T-2013 2014 2013 2014 x

2013 (%)

88.377 82.298 7 77.700 Ingresos de ventas 252.220 223.862 13

21.065 19.015 11 16.585 Ganancia bruta 59.534 54.149 10

4.584 8.848 (48) 5.723

Ganancia neta antes del resultado financiero,

participación y impuestos 21.009 27.327 (23)

(972) (940) (3) (1.020) Resultado financiero neto (2.086) (3.181) 34

3.087 4.959 (38) 3.395

Ganancia neta consolidada atribuible a los

accionistas de Petrobras 13.439 17.289 (22)

0,24 0,38 (37) 0,26 Ganancia básica y diluida por acción¹ 1,03 1,33 (23)

229.723 217.725 6 229.078 Valor de mercado (Controlante) 229.723 229.078 −

24 23 1 21 Margen bruto (%) 24 24 −

5 11 (6) 7 Margen operativo (%) ² 8 12 (4)

3 6 (3) 4 Margen neto (%) 5 8 (3)

11.735 16.246 (28) 13.091 EBITDA ajustado – R$ millones ³ 42.330 47.413 (11)

Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos por área de negócio

15.372 16.466 (7) 17.682 . Exploración & Producción 48.084 46.570 3

(7.957) (5.916) (34) (8.501) . Abastecimiento (21.293) (18.629) (14)

(484) 804 (160) (343) . Gas & Energía 951 1.676 (43)

(66) (72) 8 (127) . Biocombustible (204) (271) 25

(205) 737 (128) 462 . Distribución 1.289 2.256 (43)

5 652 (99) 220 . Internacional 1.111 3.627 (69)

(2.966) (2.696) (10) (2.825) . Corporativo (9.041) (8.102) (12)

21.044 20.915 1 25.150 Gastos de capital e inversiones 62.543 69.263 (10)

101,85 109,63 (7) 110,37 Petróleo Brent (US$/bbl) 106,57 108,45 (2)

2,27 2,23 2 2,29 Dólar promédio comercial de venta (R$) 2,29 2,12 8

2,45 2,20 11 2,23 Dólar final comercial de venta (R$) 2,45 2,23 10

11,3 (2,7) - 0,5

Variación del dolar final comercial de venta

(R$/U.S.$) 4,6 9,1 -

10,90 10,89 − 8,51 Selic - tasa promedio (%) 10,74 7,74 3

Indicadores de precios promedio

224,52 225,36 − 210,00

Precios de los derivados básicos en el mercado

interno (R$/bbl) 225,74 207,04 9

Precio de venta - Brasil

90,73 99,02 (8) 98,87 . Petróleo (US$/bbl)⁴ 95,77 98,64 (3)

49,28 49,58 (1) 46,35 . Gas natural (US$/bbl) 48,76 48,51 1

Precio de venta - Internacional

84,05 87,91 (4) 85,97 . Petróleo (US$/bbl) 85,46 90,65 (6)

19,16 20,36 (6) 18,38 . Gas natural (US$/bbl) 20,83 20,88 −

1 Ganancia neta por acción calculada con base en el promedio ponderado por la cantidad de acciones.

2 Para el cálculo fue considerada la ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos.

3 EBITDA + resultado de participaciones en inversiones y pérdida en el valor recuperable de los activos – impairment.

4 Promedio de las exportaciones y de los precios internos de transferencia de la Exploración & Producción para el Abastecimiento.

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RESULTADO DE LAS OPERACIONES Resultados del 3T-2014 x 2T-2014:

Ganancia bruta

Ganancia bruta superior en 11% (R$ 2.050 millones), reflejando:

 Ingresos de ventas de R$ 88.377 millones, el 7% superior debido a las mayores exportaciones de petróleo y al aumento de la demanda en el mercado interno, principalmente diesel, soportada en parte por la producción nacional de derivados.

 Costo de ventas de R$ 67.312 millones, el 6% superior debido al aumento de los gastos de importaciones de petróleo, resultante de la mayor participación en la carga procesada, a los mayores gastos de producción de petróleo, además del efecto de la depreciación cambiaria sobre costos de las importaciones y de las participaciones gubernamentales y reconocimiento del acuerdo referente a la ejecución del contrato de importación de gas natural boliviano (R$ 996 millones). Estos factores fueron compensados parcialmente por la menor participación de derivados importados en el mix de ventas y reducción de la depreciación en R$ 802 millones, como resultado de la revisión, y el consecuente aumento de la estimativa en el ciclo de vida de los equipos y otros bienes hecha por la Compañía.

Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos

La ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos fue inferior en 48% (R$ 4.264 millones), reflejando la baja de los valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I (R$ 2.111 millones) y Premium II (R$ 596 millones), debido a la interrupción de los proyectos, los mayores gastos de personal como resultado del reajuste salarial y de la gratificación contingente concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2014 y los mayores gastos de ventas (R$ 1.534 millones), debido a las pérdidas de créditos de liquidación dudosa de los montos a cobrar de los Productores Independientes de Energía. Estos factores fueron parcialmente compensados por el reconocimiento de la contingencia activa referente a los pagos indebidos de PIS y COFINS sobre los ingresos financieros (R$ 820 millones), por los ingresos extraordinarios (R$ 506 millones) provenientes del acuerdo extrajudicial de las plataformas P-19 y P-31, por las bajas de activos por devolución de campos en el 2T-2014 (R$ 434 millones) y mayor ganancia bruta.

Resultado financiero neto

Gastos financieros netos de R$ 972 millones, superiores en R$ 32 millones reflejando a la depreciación del 11,3% del Real ante el Dólar sobre la exposición pasiva neta en Dólar (apreciación cambiaria de 2,7% en el 2T-2014), compensada por la apreciación del Dólar del 7,7% ante el Euro y del 5,2% ante la Libra, sobre las exposiciones pasivas netas en estas monedas y de la corrección monetaria de la contingencia activa de los pagos indebidos de PIS y COFINS sobre los ingresos financieros.

Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras

Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras de R$ 3.087 millones, el 38% inferior, reflejando mayores gastos operativos, principalmente por la baja de valores relacionados con la construcción de las refinerias Premium I y II.

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RESULTADO DE LAS OPERACIONES Resultados de Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013:

Ganancia bruta

 Superior en 10%, con destaque a:

 Ingresos de ventas de R$ 252.220 millones, el 13% superior, debido a:

 Mayores precios en las ventas de derivados en el mercado interno debido a los reajustes del diesel y la gasolina en el transcurso de 2013, además del efecto de la depreciación cambiaria (8%) sobre los precios de los derivados vinculados al mercado internacional y de las exportaciones, así como mayores precios de energía y gas natural;

 Aumento de la demanda de derivados en el mercado interno (3%), principalmente diesel (2%), gasolina (5%) y óleo combustible (21%), y mayor volumen de petróleo exportado (12%), parcialmente compensados por la menor exportación de derivados (13%).

 Costo de ventas de R$ 192.686 millones, el 14% superior, retratando:

 Efecto de la depreciación cambiaria sobre los gastos de importaciones y de participaciones gubernamentales;

 Aumento del 3% en el volumen de ventas de derivados en el mercado interno, soportado en parte por importaciones, y mayores volúmenes de importaciones de GNL para satisfacción de la demanda;

 Mayores gastos de producción de petróleo, resultantes del mayor número de intervenciones en pozos, de la entrada en operación de nuevas instalaciones, que aún no llegaron a producir a la totalidad de su capacidad, y de los mayores gastos de personal debido al reajuste salarial concedido por los Acuerdos Colectivos de Trabajo 2013 y 2014;

 Reconocimiento del acuerdo referente a la ejecución del contrato de importación de gas natural boliviano (R$ 996 millones);

 Reducción de la depreciación en R$ 802 millones, como resultado de la revisión, y el consecuente aumento de la estimativa en el ciclo de vida de los equipos y otros bienes hecha por la Compañía.

Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos

Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos de R$ 21.009 millones, el 23% inferior, reflejando la baja de los valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I (R$ 2.111 millones) y Premium II (R$ 596 millones), debido a la interrupción de los proyectos, de la provisión del Plan de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (R$ 2.455 millones), mayores gastos de ventas (R$ 2.094 millones), debido principalmente a las pérdidas de créditos de liquidación dudosa de los montos a cobrar de los Productores Independientes de Energía, de las mayores bajas de pozos secos y/o subcomerciales (R$ 1.347 millones), y de la menor ganancia en la venta de activos (R$ 897 millones). Estos factores fueron parcialmente compensados por el reconocimiento de la contingencia activa referente a los pagos indebidos de PIS y COFINS sobre los ingresos financieros (R$ 820 millones) y por el aumento de la ganancia bruta.

Resultado financiero neto

Reducción de R$ 1.095 millones en los gastos financieros netos, reflejando la corrección monetaria de la contingencia activa de los pagos indebidos de PIS y COFINS sobre ingresos financieros y menores pérdidas cambiarias, resultantes de la menor depreciación cambiaria del Real ante el Dólar 4,6% (depreciación cambiaria de 9,1% en el período de Ene-Sep/2013) y de la apreciación del 8,3% del Dólar con relación al Euro y del 1,9% del Dólar con relación a la Libra sobre las exposiciones pasivas netas en esas monedas , compensadas parcialmente por los mayores gastos de intereses debido al mayor endeudamiento.

Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras

Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras de R$ 13.439 millones, el 22% inferior, reflejando reducción en la ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos y mayores gastos financieros netos, compensados parcialmente por los menores gastos de impuestos.

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RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO

Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor parte de la producción de petróleo y gas proveniente del área de Exploración y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía.

En la verificación de los resultados por área de negocio se consideran las transacciones realizadas con terceros y entre compañías del Sistema Petrobras, además de las transferencias entre áreas de negocio, siendo estas evaluadas por precios internos de transferencia definidos con metodologías con base en parámetros de mercado.

EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN

2T14 (%) 3T-2013 2014 2013 2014 x

2013 (%)

10.131 10.793 (6) 11.613 Ganancia neta 31.578 30.480 4

(3T-2014 x 2T-2014): El aumento de la producción de petróleo y LGN (6%), los ingresos extraordinarios provenientes del acuerdo extrajudicial de las plataformas P-19 y P-31 y el hecho del trimestre anterior haber sido onerado por las bajas de activos por devolución de campos compensaron parcialmente la reducción de la ganancia neta, como resultado de los menores precios de venta/transferencia de petróleo nacional, reflejando el comportamiento de las cotizaciones internacionales, de los mayores gastos de personal, debido al reajuste salarial y a la gratificación contingente concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2014, y de los mayores costos exploratorios.

El spread entre el precio medio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent aumentó de US$ 10,61/bbl en el 2T-2014 a US$ 11,12/bbl en el 3T- 2014.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): El aumento de la ganancia neta resultó del mayor volumen de producción de petróleo y LGN (4%) y de los mayores precios de venta/transferencia del petróleo nacional, reflejando la depreciación del real ante el dólar. Dichos factores fueron compensados parcialmente por los mayores gastos de participaciones gubernamentales, mantenimiento e intervención de pozos, depreciación de equipos, fletamento de plataformas y personal, debido a los reajustes salariales concedidos por los Acuerdos Colectivos de Trabajo 2013 y 2014, además de la provisión del Plan de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (PIDV) y de las bajas de pozos secos y/o subcomerciales y de activos por devolución de campos.

El spread entre el precio medio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent aumentó de US$ 9,81/bbl en 2013 a US$ 10,80/bbl en 2014.

2T14 (%) 3T-2013 Producción nacional (Mbbl/d) ^(*) 2014 2013 2014 x 2013 (%)

2.090 1.972 6 1.924 Petróleo y LGN 1.995 1.922 4

441 411 7 390 Gas natural ⁵ 418 392 7

2.531 2.383 6 2.314 Total 2.413 2.314 4

(3T-2014 x 2T-2014): La producción de petróleo y LGN aumentó el 6%, debido al ramp-up de los sistemas P-55 (Roncador), P-62 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias) y FPSO Cidade de Paraty (Lula NE), además del inicio del TLD de Iara Oeste y del SPA de Tartaruga Verde.

La producción de gas creció el 7% debido al aumento de la producción de los sistemas P-53 (Marlim Leste), P-54 (Roncador), P-55 (Roncador), P-62 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias), FPSOs Cidade de Santos (Uruguá-Tambaú) y Cidade de Paraty (Lula NE).

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): La producción de petróleo y LGN aumentó el 4% por la entrada en operación de las UEPs P-63 (Papa-Terra), P-55 (Roncador), P-62 (Roncador) y P-58 (Parque das Baleias) y el ramp-up de los sistemas FPSO Cidade de Itajaí (Baúna), Cidade de Paraty (Lula NE) y Cidade de São Paulo (Sapinhoá). Este aumento fue parcialmente compensado por el declino natural de los campos.

La producción de gas creció el 7% por la mayor producción en los campos de Mexilhão, Parque das Baleias, Uruguá-Tambaú, Sapinhoá y Lula Nordeste.

(*)No revisado por los auditores independientes.

5 No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado.

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8 HITOS FINANCIEIROS

2T14 (%) 3T-2013 Lifting Cost - Brasil ^(*) 2014 2013 2014 x

2013 (%)

US$/barril:

15,33 14,57 5 14,96 Sin participación gubernamental 14,70 14,91 (1)

31,37 32,60 (4) 33,25 Con participación gubernamental 32,28 32,95 (2)

R$/barril:

35,18 32,30 9 34,28 Sin participación gubernamental 33,59 31,69 6

73,94 71,55 3 75,80 Con participación gubernamental 74,09 70,28 5

Lifting Cost sin participaciones gubernamentales – US$/barril (3T-2014 x 2T-2014): El indicador en Dólar aumentó el 5%. Sin

considerar los efectos cambiarios, el indicador aumentó el 6%, principalmente debido al aumento de los gastos de personal, resultantes del reajuste salarial y de la gratificación contingente concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2014 y del incremento de los gastos de operaciones de anclaje y mantenimiento e inspección submarina, además de los costos unitarios iniciales más elevados de las FPSOs Rio das Ostras (Tartaruga Verde) y Dynamic (Iara Oeste).

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): El indicador en Dólar se redujo el 1%. Sin considerar los efectos cambiarios, hubo un incremento del 4% resultante de la entrada en operación de las UEPs P-63 (Papa-Terra), P-55 (Roncador), P-62 (Roncador) y P-58 (Parque das Baleias), de costos unitarios iniciales más elevados, además de los reajustes salariales concedidos por los Acuerdos Colectivos de Trabajo 2013 y 2014.

Lifting Cost con participaciones gubernamentales – US$/barril (3T-2014 x 2T-2014): El indicador se redujo el 4% por la

disminución del precio medio de referencia del petróleo nacional en dólares (7%) vinculado a las cotizaciones internacionales, referencia para el cálculo de las participaciones gubernamentales.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): El indicador se redujo el 2%

por la disminución del precio medio de referencia del petróleo nacional en dólares (2%) vinculado a las cotizaciones internacionales, referencia para el cálculo de las participaciones gubernamentales.

(*) No revisado por los auditores independientes.

(9)

ABASTECIMIENTO

2T14 (%) 3T-2013 2014 2013 2014 x

2013 (%)

(5.180) (3.883) (33) (5.508) Ganancia neta (13.871) (12.266) (13)

(3T-2014 x 2T-2014): El aumento de la pérdida neta reflejó, principalmente, el ajuste generado por la bajas de las refinerías Premium I y Premium II, debido a la interrupción de los proyectos, compensado parcialmente por los menores costos de adquisición/transferencia de petróleo y de derivados, resultantes de la reducción de las cotizaciones internacionales, y la mayor producción de derivados (1%).

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): El aumento de la pérdida neta reflejó, principalmente, del ajuste generado por la bajas de las refinerías Premium I y Premium II, debido a la interrupción de los proyectos, así como mayores costos de adquisición/transferencia de petróleo, principalmente por el efecto de la depreciación cambiaria, y por la provisión del Plan de Incentivo a la Salida Voluntaria (PIDV). Esos factores fueron compensados parcialmente por los mayores precios medios de realización de derivados (9%), consecuencia de los reajustes de los precios del diesel y de la gasolina en 2013, con efecto íntegro en 2014, y a la mayor producción de derivados (2%), satisfaciendo parte del crecimiento de la demanda.

2T14 (%) 3T-2013 Importaciones e exportaciones de petróleo y

derivados (Mbbl/d)^(*) 2014 2013 2014 x

2013 (%)

303 534 (43) 334 Importaciones de petróleo 399 421 (5)

410 407 1 493 Importaciones de derivados 414 377 10

713 941 (24) 827 Importaciones de petróleo y derivados 813 798 2

323 138 134 206 Exportaciones de petróleo⁶ 219 195 12

168 170 (1) 196 Exportaciones de derivados 170 195 (13)

491 308 59 402 Exportaciones de petróleo y derivados 389 390 −

(222) (633) 65 (425)

Exportaciones (importaciones) netas de petróleo y

derivados (424) (408) (4)

5 1 − − Otras exportaciones 3 2 50

(3T-2014 x 2T-2014): Aumento de las exportaciones de petróleo debido a la mayor producción de petróleo y realización de exportaciones que se encontraban en andamiento al 30 de junio.

La reducción de las importaciones de petróleo refleja el mayor volumen ocurrido en el trimestre anterior, base de comparación, cuando hubo indicación económica de aprovechamiento de oportunidad comercial.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): La mayor producción de petróleo proporcionó el aumento de las exportaciones y la mayor utilización en la refinación, consecuentemente generando la menor necesidad de importaciones de petróleo.

El aumento de la importación de derivados sigue la mayor demanda en el mercado interno, factor que también se refleja en las menores exportaciones de derivados.

6 Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción.

(10)

2T14 (%) 3T-2013 Indicadores operativos del refino (Mbbl/d) ^(*) 2014 2013 2014 x 2013 (%)

2.204 2.180 1 2.128 Producción de derivados 2.170 2.131 2

2.102 2.102 − 2.102 Carga de referencia ⁷ 2.102 2.102 −

100 98 2 96 Factor de utilización de la refinación (%) ⁸ 98 97 1

2.094 2.064 1 2.027 Carga fresca procesada (sin LGN) - Brasil ⁹ 2.059 2.041 1

2.138 2.101 2 2.072 Carga procesada - Brasil ¹⁰ 2.099 2.086 1

80 82 (2) 82

Participación del petróleo nacional en la carga

procesada (%) 82 81 1

(3T-2014 x 2T-2014): La carga procesada diaria fue el 2%

superior por la menor actividad de paradas en el 3T-2014.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): La carga procesada diaria aumentó el 1%, debido a la mejora sostenible del desempeño operativo de las refinerías. La producción de derivados fue el 2% superior, debido a la mayor utilización de productos intermedios.

2T14 (%) 3T-2013 Costos de la refinación - Brasil^(*) 2014 2013 2014 x 2013 (%)

3,17 2,94 8 3,26 Costos de la refinación (US$/barril) 2,96 3,16 (6)

7,33 6,56 12 7,45 Costos de la refinación (R$/barril) 6,80 6,69 2

(3T-2014 x 2T-2014): Aumento del 8% en el indicador en dólares. En reales, el indicador aumentó el 12% por los mayores gastos de personal, principalmente debido al reajuste salarial y de la gratificación contingente concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2014, atenuado con la mayor carga procesada.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): El indicador en dólares fue el 6% inferior. En reales, hubo aumento del 2%, debido principalmente a los mayores gastos de conservación y reparaciones, además de los mayores gastos de personal por los reajustes salariales concedidos por los Acuerdos Colectivos de Trabajo 2013 y 2014.

7 Carga de referencia o capacidad instalada de procesamiento primario considera carga máxima sostenible de petróleo alcanzada en las unidades de destilación respetando los límites de proyecto de los equipos y los requisitos de seguridad, medio ambiente y calidad de los productos. Es menor que la capacidad autorizada por la ANP (inclusive autorizaciones temporarias) y órganos ambientales.

8 El factor de utilización de la refinación (%) considera la relación entre la carga fresca procesada y la carga de referencia.

9 Carga fresca procesada - volumen de petróleo procesado en Brasil utilizado para cálculo del factor de utilización del parque de refinación.

10 Carga procesada: está compuesta por la sumatoria de la carga procesada de petróleo y LGN.

(11)

GAS Y ENERGÍA

2T14 (%) 3T-2013 2014 2013 2014 x

2013 (%)

(271) 702 (139) (193) Ganancia neta 946 1.262 (25)

(3T-2014 x 2T-2014): La pérdida neta reflejó el reconocimiento del acuerdo referente a la ejecución del contrato de importación de gas natural boliviano (R$ 996 millones) y la reducción en los márgenes del ambiente regulado de energía eléctrica (subasta), compensado parcialmente por la reducción de los costos de importación de gas natural licuado (GNL), en vista de la mayor participación de gas natural nacional, y de la mayor generación de energía eléctrica.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): La disminución de la ganancia neta reflejó, principalmente, los mayores costos de importación de GNL y de gas natural para satisfacer la demanda del sector termoeléctrico, además del reconocimiento del acuerdo referente a la ejecución del contrato de importación de gas natural boliviano y de la provisión del Plan de Incentivo a la Salida Voluntaria (PIDV).

Dichos factores fueron parcialmente compensados por mayores precios medios de realización de energía eléctrica, debido al menor nivel de los reservatorios y consecuente elevación del PLD, y por la ganancia obtenida con la venta de la participación total en la empresa Brasil PCH S.A. (R$ 646 millones).

2T14 (%) 3T-2013 Indicadores físicos y financieros ^(*) 2014 2013 2014 x 2013 (%)

1.196 1.157 3 1.873 Ventas de electricidad (ACL) - MW promedio 1.201 2.026 (41)

2.671 2.453 9 1.798 Ventas de electricidad (ACR) - MW promedio 2.341 1.798 30

4.789 4.690 2 3.483 Generación de electricidad - MW promedio 4.534 4.359 4

671 649 3 180 Precio de liquidación de las diferencias - R$/MWh ¹¹ 657 252 161

116 150 (23) 84 Importaciones de gas natural licuado (Mbbl/d) 128 102 25

210 205 2 197 Importaciones de gas natural (Mbbl/d) 206 197 5

(3T-2014 x 2T-2014): El aumento del 3% en el volumen de ventas de energía en el Ambiente de Contratación Libre (ACL) se debe a la estacionalidad de los contratos a largo plazo y al aumento del volumen vendido en el corto plazo.

El aumento de las ventas en el Ambiente de Contratación Regulada (ACR) del 9% resulta de la comercialización de 574 MW medios en la subasta de energía A0/2014, con vigencia a partir de mayo y efecto íntegro en el trimestre corriente.

El aumento del volumen generado de energía del 2% resulta del mayor volumen despachado en el mes de agosto, récord mensual en el año, y del volumen reducido en el mes de junio, debido a las mejores afluencias en el Sur.

La reducción del 23% de la importación de Gas Natural Licuado resulta de la mayor oferta de gas natural nacional debido al aumento de la producción.

El aumento del 2% de la importación de Gas Natural de Bolivia resulta de la mayor demanda del segmento termoeléctrico.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): La reducción del 41% del volumen de ventas de energía resultante de la migración de parte del fundamento disponible (574 MW/medios) al ambiente de contratación regulada (ACR), del menor volumen de energía disponible para comercialización generado por el cierre del arrendamiento de la UTE Araucária (349 Mw/medio) y de la menor demanda del mercado a corto plazo debido al aumento del PLD.

El aumento del volumen generado de energía del 4% y del PLD del 161% es reflejo de la menor afluencia a lo largo del período.

El aumento de la importación de Gas Natural Licuado (25%) y de Gas Natural de Bolivia (5%) resulta de la mayor demanda del segmento termoeléctrico.

11 Precios semanales ponderados por nivel de carga libre (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del submercado.

(12)

BIOCOMBUSTIBLE

2T14 (%) 3T-2013 2014 2013 2014 x

2013 (%)

(89) (66) (35) (96) Ganancia neta (230) (218) (6)

(3T-2014 x 2T-2014): La pérdida aumentó reflejando las mayores pérdidas de participaciones en invertidas del sector de etanol, compensadas parcialmente por las menores pérdidas de participaciones en invertidas del sector de biodiesel.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): El aumento de la pérdida resultó de las pérdidas de participaciones en invertidas del sector de biodiesel y por la provisión del Plan del Incentivo a la Salida Voluntaria (PIDV), compensados parcialmente por las menores pérdidas de participaciones en invertidas del sector de etanol y de los menores gastos de investigación y desarrollo.

DISTRIBUCIÓN

2T14 (%) 3T-2013 2014 2013 2014 x

2013 (%)

(151) 472 (132) 293 Ganancia neta 805 1.454 (45)

(3T-2014 x 2T-2014): La pérdida neta resultó de los mayores gastos de personal, resultantes del reajuste salarial y de la gratificación contingente concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2014, y de los mayores gastos de ventas generados por las pérdidas con créditos de liquidación dudosa de los montos a cobrar de los Productores Independientes de Energía, compensados parcialmente por los aumentos del volumen de ventas (7%) y de los márgenes medios de comercialización de combustibles (2%).

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): La reducción de la ganancia neta resultó de la provisión del Plan de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (PIDV) y de los mayores gastos de ventas generados por las pérdidas con créditos de liquidación dudosa de los montos a cobrar de los Productores Independientes de Energía, compensados parcialmente por los aumentos del volumen de ventas (7%) y de los márgenes medios de comercialización de combustibles (2%).

2T14 (%) 3T-2013 2014 2013 2014 x

2013 (%)

38,1% 37,7% − 36,1% Market Share 37,9% 37,5% −

(3T-2014 x 2T-2014): El aumento del Market Share se explica principalmente por el mayor despacho térmico al sistema integrado en el 3T-2014.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): El aumento del Market Share en 2014 se explica principalmente por el mayor despacho térmico al sistema integrado.

(13)

INTERNACIONAL

2T14 (%) 3T-2013 2014 2013 2014 x

2013 (%)

(196) 393 (150) 308 Ganancia neta 950 3.008 (68)

(3T-2014 x 2T-2014): La gran reducción de los precios internacionales del petróleo al final de Septiembre generó mayores pérdidas con ajustes a valor de mercado de los bienes de cambio en los Estados Unidos y Japón, generando resultado neto negativo en el 3T-2014. En el 2T-2014 se reconocieron ganancias por las ventas de los activos terrestres de E&P en Colombia y de los bloques exploratorios en Uruguay.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): No obstante la mayor producción de petróleo en los Estados Unidos, proveniente de la entrada de los nuevos pozos en Cascade y Chinook, la reducción de la ganancia neta refleja las ganancias obtenidas en el período anterior con la venta del 50% de la participación societaria en las empresas de África.

2T14 (%) 3T-2013 Producción internacional (Mbbl/d) ^{12 (*)} 2014 2013 2014 x 2013 (%) Producción internacional consolidada

86 91 (5) 82 Petróleo y LGN 88 121 (27)

96 95 1 92 Gas natural 94 92 2

182 186 (2) 174 Total producción internacional consolidada 182 213 (15)

33 31 6 34 Producción internacional no consolidada 32 15 113

215 217 (1) 208 Producción total internacional 214 228 (6)

(3T-2014 x 2T-2014): La producción consolidada de petróleo y LGN se redujo el 5%, principalmente en Estados Unidos, debido a paradas en la producción del campo de Chinook para instalación de la bomba submarina y de Cascade para mantenimientos en el sistema de bombeo. La producción también considera el impacto de la conclusión de la transferencia de los activos terrestres en Colombia en abril de 2014.

La producción de gas natural se mantuvo prácticamente estable en este período.

(Ene-Sep/2014 x Ene-Sep/2013): A pesar del incremento de la producción por la entrada de nuevos pozos em los campos de Cascade y Chinook, en Estados Unidos, en enero de 2014, la producción consolidada de petróleo y LGN se redujo el 27%, debido a la conclusión de la transferencia de los activos terrestres en Colombia en abril de 2014, a la venta del activo Puesto Hernández, en Argentina, en enero de 2014, y a la reducción del 50% de la participación societaria en las empresas de Nigeria en junio de 2013. El 50% restante de la producción, que pertenece a Petrobras en Nigeria, está considerado como producción no consolidada.

La producción de gas natural aumentó principalmente en Perú, debido al inicio de la producción en el campo de Kinteroni en marzo de 2014.

12 Algunos países que componen la producción Internacional, tales como Nigeria y Angola, están bajo el régimen de producción compartida, con las participaciones gubernamentales siendo pagadas en petróleo.